DE1433197A1 - Geologisches Bohrverfahren und dafuer geeignete Bohrlochfluessigkeit - Google Patents
Geologisches Bohrverfahren und dafuer geeignete BohrlochfluessigkeitInfo
- Publication number
- DE1433197A1 DE1433197A1 DE19641433197 DE1433197A DE1433197A1 DE 1433197 A1 DE1433197 A1 DE 1433197A1 DE 19641433197 DE19641433197 DE 19641433197 DE 1433197 A DE1433197 A DE 1433197A DE 1433197 A1 DE1433197 A1 DE 1433197A1
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- drilling
- emulsion
- oil
- asphalt
- drilling fluid
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/26—Oil-in-water emulsions
- C09K8/28—Oil-in-water emulsions containing organic additives
Description
Geologisches Bohrverfahren und dafür geeignete Bohrflüssigkeit.
Die vorliegende Erfindung betrifft das Bohren von Erdöl- und Erdgas-Bohrlöchern und befaßt sich insbesondere
mit einer Bohrflüssigkeitszubereitung sowie mit einem Verfahren zum Bohren von Bohrlöchern, wobei die Bohrgeschwindigkeit
gesteigert wird«
Es besteht allgemein Einmütigkeit darüber, daß das Hindernis gegen eine schnellere Durchbohrungsgeschwindigkeit
eines Bohrers in einer Schichtenbildung nicht das Durchbrechen des Gesteins, sondern die Entfernung der Bohrabfälle
und des Bohrgesteins vom Boden des gebohrten Bohrloches istο Eine Schwierigkeit ergibt sich aus der Tendenz
der beim Bohren von Bohrlöchern benutzten Bohrflüssigkeit, auf dem Boden des Bohrloches einen Filterkuchen zu bilden·
Durch diesen Filterkuchen entsteht ein Druckgefälle in den Bohrabfällen, das praktisch dem gesamten Druckunterschied
80981 1/0250
- 2 - IA - 28 498
zwischen der Säule des Bohrschlammes im Bohrloch und
der Flüssigkeit in den Bohrabfällen oder der Schichtenbildung gleich ist ο Durch die Verwendung von klarem
Wasser als Bohrflüssigkeit wii"d dieses Problem vermieden, so daß die schnellsten Bohrgeschwindigkeiten mit
klarem Wasser erreicht werden« Im allgemeinen ist es Jedoch notwendig, eine Bohrflüssigkeit zu verwenden5 durch
die sich ein Filterkuchen absetzt, so daß die Größe des Bohrloches stabilisiert und übermäßige Filtrierverluste
in die Schichtenbildung, die während des Bohrens durchdrungen
wird, vermieden werden.
In diesem Zusammenhang wäre es ideal, eine Flüssigkeit zu verwenden, bei der sich ein Filterkuchen auf den Seiten
des Bohrloches, jedoch nicht auf dem Grunde desselben absetzen kann. Dies gründet sich auf die Annahme, daß unter idealen
Bedingungen der Schlammkuchen an jeder Stelle af dem Grunde des Bohrloches regelmäßig entfernt wird, wenn ein Bohrzahn
über diese Stelle hinwegstreicht. Es ist darum wünschenswert,
eine Bohrflüssigkeit au verwenden, mit der sich nur ein geringer oder kein Filterkuchen auf einer frisch freigelegten
Gesteinsoberfläche im Zeitabstand zwischen den aufeinanderfolgenden Bohrzahnberührungen ((J9 2 Sek für einen Triconbohrer
mit 100 Umdrehungen/Min·) absetzt, bei der sich jedock im
Verlauf einer längeren Zeitdauer ein geeigneter Kuchen absetzen
kann»
Zu Beginn der Filtration, d.h. wenn die Flüssigkeit oder die kontinuierliche Phase der Bohrflüssigkeit in die Schichten-
809811/0250
~ 3 - ' IA - 28 498
bildung einzudringen beginnt, hängt die Geschwindigkeit der ßchlammkuchenbildung weitgehend von der Konzentration
an Teilchen mit dem zum überbrücken der Gesteinsporen erforderlichen Größenbereich ab· Erfindungsgemäß wird
darum vor allem eine Bohrflüssigkeitszubereitung mit einer sehr niedrigen, Jedoch kritischen Konzentration an Teilchen
im Größenbereich für eine überbrückung (Zusammenbacken), vermischt
mit einer geeigneten Menge eines feinen Kolloids bereitgestellt, so daß sich auf dem Grunde des Bohrloches
infolge der zeitlichen Begrenzung kein Filterkuchen bilden kann, obschon an den Seiten des Bohrloches, wo die verfügbare
Zeit im wesentlichen unbegrenzt ist, ein Schlammkuchen von geeigneter . Dicke und Undurchlässigkeit gebildet wird·
Sine Verfahrensweise für die Bewertung von Bohrflüssigkeiten hinsichtlich ihres Einflusses auf das Niederhalten
der Bohrerde (d.h., die Tendenz des Druckes, die Gesteinsbrocken auf dem Grunde des Bohrloches zu halten, wenn sie
von den Bohrerzähnen entfernt werden) ergibt einen experimentell bestimmten Druckabfall» der in Prozenten des gesamten
Druckabfalles ausgedrückt wird und ein Kriterium für die Bewertung von Bohrflüssigkeiten hinsichtlich ihres Vermögens,
Bohrabfälle niederzuhalten, darstellt« Diese Prozentangabe
wird gewöhnlich alswBohrabfallniederhaltedruck<l (chip holddown
pressure) bezeichnet» Je weniger Zusammenbackungsfestetoffe
eine Bohrflüssigkeit enthält, umso niedriger ist der Bohrabfallniederhaltedruck und umso größer infolgedessen
die Bohrgeschwindigkeit· Die größte Steigerung der Bohrge-
809811/0250
« 4 - IA - 28 498 - ·
schwindigkeit wird erreicht, wenn der Feststoffgehalt einer Bohrflüssigkeit weniger als 1% beträgt· Die Geschwindigkeit
wird wesentlich gesteigert, wenn der Feststoff
gehalt weniger als 2% beträgt« Bohrarbeiten haben gezeigt, daß bei niedriger Konzentration der Zusammenbackungsfeststoffe
in der Bohrflüssigkeit hohe Durchdringungsge- ©chwindigkeiten erreicht werden,
Erfindungsgemäß wird ein Verfahren zur . Ürhaltung von
optimalen Durchdringungsgeschwindigkeiten beim Bohren von Bohrlöchern unter Verwendung einer Bohrflüssigkeit bereitgestellt,
die einen Feststoffgehalt aufweist, der möglichst
nahe am Optimum liegt«
Der minimale Feststoffgehalt eines Schlammes wird natürlich
von der zum Zusammenbacken der Poren einer durchdringbaren Schichtenbildung im Inneren des Bohrloches erforderlichen
Menge bestimmt, ohne daß ein allzu großer Verlust von Bohrschlamm in die Schichtenbildung erfο]#« Durch Versuche
konnte gezeigt werden, daß das Optimum bei ungefähr 0,5 Grewe-# Feststoff, betogen auf die gesamte Bohrflüssigkeit,
liegt»
Durch Versuche konnte gezeigt werden, daß zum Zusammenbacken eines Sandsteines mit einer Permeabilität von ungefähr
200 md Teilchen einer Größe im Bereich von 2 bis 10/U
erforderlich sind. Beim Bohren eines Bohrloches variiert die
Permeabilität des angetroffenen Gesteins über einen weiten
809811/0250
~ 5 - · IA - 28
Bereich, so daß ein entsprechend weiter Bereich von Zusammenbackungsteilchen
erforderlich ist· Glücklicherweise entstehen beim Bohren Teilchen jeder Größe· So brauchen
keine Zusammenbackungsfeststoffe zugesetzt werdene Das Problem besteht im Gegenteil darin, ein Ansteigen der Feststoffe
über den idealen Wert von 0,5/& hinaus zu vermeiden»
Erfindungsgemäß wird darum weiterhin eine Verfahrensweise zum Bohren von Bohrlöchern mit einer hohen Durchdringungsgeschwindigkeit bereitgestellt, wobei der Feststoffgehalt
des Bohrschlammes auf dem gewählten minimalen Wert erhalten bleibt.
Erfindungsgemäß wird weiterhin eine Bohrflüssigkeit einer ungewöhnlich niedrigen Viskosität geliefert, die ein rasches
Absitzen der Feststoffe in einer Schlammgrube an der Oberfläche
gestattet»
Die Erfindung betrifft weiterhin eine Bohrflüsssigkeitszubereitung,
in welcher der Feststoffgehalt während den Bohrarbeiten
auf einem niedrigen Wert gehalten werden kann»
Die Erfindung betrifft weiterhin ein Verfahren zum Bohren iron Bohrlöchern mit einer Geschwindigkeit, die in unmittelbarer
Nähe derjenigen liegt, die bei Verwendung von Wasser als Bohrflüssigkeit erreicht wird, wobei gleichzeitig eine
gute Filtrierverlustkontrolle gewährleistet bleibt.
Zum Umfang des Erfindungsgegenstandes gehören weiterhin
- ' . - 6 - IA - 28 498 *
BohrflüssigkeitsZubereitungen eines ziemlich hohen Gewichtes,
die eine gute Filtrierverlustkontrolle aufweisen, jedoch eine geringe behelfsmäßige Menge von unlöslichen Feststoffen
enthaltene
In den Bereich des Erfindungsgegenstandes gehört weiterhin eine !Fertigstellungsflüssigkeit für eine Verwendung
in Bohrlöchern, die gebohrt sind und fertiggestellt werden,
wobei diese Fertigstellungsflüssigkeit auf der Wand des
Bohrloches eine Schicht für eine gute Filtrierverlustkontrolle bildet. Diese Schicht ist ohne weiteres in vielen
gewöhnlieh verwendeten Lösungsmitteln löslich.
Die Erfindung umfaßt weiterhin eine Bohr flüssigkeit s zubereitung,
die eine gute Filtrierverlustkontrollschicht
auf der Wand des Bohrloches auszubilden vermag. Diese Schicht besitzt solche Eigenschaften, daß Carbonatgestein,
über dem die Schicht liegt, von Säure angegriffen werden kann*,
Erfindungsgemäß wird auch eine Bohrflüssigkeitszubereitung
und ein Verfahren zum Bohren von Bohrlöchern in harten
Schichtenbildungen bereitgestellt, wobei besonders die Durchbohrungsgeschwindigkeit ein Problem iste
Die erfindungsgemäße Verfahrensweise zum Bohren eines Bohrloches in einer Erdschichtenbildung umfaßt: Das Drehen
8098 1 1/0250
- 7 - IA - 28 498
U33197
einer Bohrerspitze auf dem Grunde des Bohrloches unter
Bildung von Schichtenbildungsgesteinserde, die Umleitung einer wässrigen Bohrflüssigkeit, in der ein in öl dispergiertee
Kolloid emulgiert ist, durch den Bohrer und das Bohrloch·
Die zum Bohren von Bohrlöchern geeignete Flüssigkeit in Form einer Öl-in-Wasser-Emulsion enthält eine Emulsion
von öl in Wasser, wobei in der ölphase ein oleophiles
Kolloid in ausreichender Menge dispergiert ist, damit die Filtrierverluste in der Emulsion herabgesetzt werden.
Wird diese Flüssigkeit beim Bohren benutzt, dann wird sie an die Oberfläche zurückgeleitet und ihr Gehalt an un-1
löslichen Feststoffen durch Absitzenlassen bis auf weniger als ungefähr 2 Gew.-# herabgesetzt· Danach wird sie erneut
in da» Bohrloch eingeleitet· In den bevorzugten erfindungsgemäßen Flüssigkeiten einer hohen Dichte enthält die Wasserphase
mindestens ungefähr 5# gelöstes anorganisches Salz, so daß eine höhere Dichte als die von Wasser vorliegt·
Sin einzigartiges Merkmal der erfindungsgeiiaßen Bohrflüssigkeit
in Form einer Kolloidemulsion mit einem niedrigen Feststoffgehalt besteht darin, daß das Kolloid,
das zur Kontrolle von Filtrierverlusten dient,, in der Dispersionsphase
der Bohrflüssigkeit enthalten ist· Beispielsweise wird ein organisches Kolloid in öl dispergiert und
das öl dann unter Bildung der Bohrflüssigkeit in Wasser emul*
β
t
809811/0250
- 8 - ■ IA - 28 498 . ■
giert. Die Abwesenheit des Kolloids in der Wasserphase
läßt'eine Bohrflüssigkeit einer ungewöhnlich niedrigen Viskosität entstehen, die ein rasches Absitzen von Feststoffen
gestattet. Somit kann während der Bohrarbeiten ein niedriger Feststoffgehalt aufrechterhalten werden· Diese
Art von Bohrflüssigkeit gestattet Bohrgeschwindigkeiten in der Nähe derjenigen, die mit Wasser erreicht werdeno Sie
erlaubt weiterhin eine gute Kontrolle der Filtrierverluste im Verlaufe der Bohrarbeiten« Bei der Herstellung von erfindungsgemäßen Emulsionen von öl in Wasser können der ölphase
verschiedene in öl dispergierte Kolloide zugesetzt werdejie
Ist eine beschwerte Bohrflüssigkeit bei den Bohrarbeiten erforderlich, werden erfindungsgemäße Emulsionen mit einem ■
Gehalt von verschiedenen Solen hergestellt, oder es wird ihnen ein lösliches Salz zugefügte Somit können erfindungsgemäß
Emulsionen in Natriumchloridlaugen hergestellt werden, und eine Dichte bis zu 1,2 kg/1 (10 lbs· per gallon) haben«
Bei Verwendung von Caüumchloridlaugen kann ©ine Dichte \
bis zu 1,4 kg/1 (11,8 lbs· per gallon) und im Falle von Zinkchloridlaugen eine Dichte bis zu 1,6 kg/1 (14 lbs. per
gallon) erreichtnerden· Als Beschwerungsmittel werden lösliche
Salze verwendet, da gewöhnliche Beschwerungsmittel, wie etwa Barit, nicht zur Steigerung der Dichte einer erfindungsgemäßen
Bohrflüssigkeitszubereitung mit einem niedrigen Feststoffgehalt verwendet werden können, weil die Teilchenverteilung
von Barit in dem unerwünschten Größenbereich liegt· Weiterhin
809811/0250
« 9 - IA - 28 498
sei darauf hingewiesen, daß die Verwendung von dichten
Salzlaugen eine Verwendung von Emulgatoren erforderlich macht, durch welche die Emulsionen bei der am Boden des
Bohrloches herrschenden Temperatur beständig bleiben· Es steht hierfür eine größere Zahl von Emulgatoren zur
Verfügung· Die Wahl eines solchen für eintestimmtes Bohrloch
hängt von solchen Faktoren wie dem benutzten Salz, der am Boden des Bohrloches zu erwartenden Temperatur, der Natur
der durchzubohrenden Schichtenbildungen usw. ab.
Im allgemeinen müssen die meisten bekannten Bohrflüssigkeiten auf Bads von Wasser ein Kolloid, wie etwa Ton, Stärke
oder Carboxymethylcellulose enthalten, durch das an den Seiten eines Bohrloches ein Filterkuchen gebildet und das Eindringen
von Filtrat in die Schichtenbildung kontrolliert wird· In diesen bekannten Schlämmen steigern die Kolloide
in der kontinuierlichen Phase die Viskosität der Flüssigkeit und verhindern infolgedessen ein schnelles Bohren sowie
die Abtrennung von Bohrmehl an der Oberfläche, das im Verlaufe der Bohrarbeiten erzeugt wird, so daß der Feststoff
gehalt der Flüssigkeit zunimmt und die Bohrgeschwindigkeit weiter abnimmt· Diese Nachteile werden mit Hilfe
einer erfindungsgemäßen Bohrflüssigkeit auf Basis von Wasser durch Dispergierung eines oleophilen Kolloids in öl und
Bmulgierung dieser Dispersion in Wasser überwunden, wobei
das Kolloid in der diskontinuierlichen Phase dispergiert wird· Werden oleophile Kolloide mit einer geringen Menge von
unlöslichen Feststoffen vermischt, dann bilden sie FiIter-
80981 1/0250
- 10 - IA - 28 4-98
kuchen, die eine wirksame Kontrolle des Wasserfiltrates sindo Auf diese Weise wird für die Gewährleistung einer
niedrigen Filtergeschwindigkeit nur eine geringe Menge der Kolloiddispersion benötigt».Die kontinuierliche Phase der
Emulsion ist Wasser und die Viskosität ist praktisch die von Wassere Jedoch ist die Filtriergeschwindigkeit niedrig·
Die erfindungsgemäßen Emulsionen besitzen eine niedrige
Viskosität, einen niedrigen Feststoffgehalt und sind einen
niedrigen Filtrierverlust gestattende Bohrflüssigkeitene Ihr
hervorragendes Merkmal besteht darin, daß das Filtrations··
kontrollmittel dispergiert ist und die Viskosität der kontinuierlichen
Phase somit nicht beeinflußt. Beispielsweise kann ein oleophiles Kolloid in Öl dispergiert werden, das
dann in Wasser emulgiert wird« Wegen der hohen Beständigkeit eines oleophilen Schlammkuchens gegenüber strömendem
Wasser werden vergleichsweise geringe Mengen Kolloid für die Gewährleistung einer guten Filtrierverlustkontrolle im
Inneren des Bohrloches benötigte Die Ölphase braucht nur
so wenig v/ie 5# des Gesamtvolumens zu betragene Die Viskosität
der Flüssigkeit ist darum insbesondere die gleiche wie die der wässrigen Phase. Die sehr niedrige Viskosität dieser
kolloiden Eraulsionen gestattet ein rasches Absitzen der Bohrfeststoffe
und ermöglich somit, daß der Feststoffgehalt der
Bohrflüssigkeit einen niedrigen Wert behält« Die Viskosität einer Bohrflüssigkeit übt weiterhin einen beträchtlichen
Einfluß auf die Bohrgeschwindigkeit aus, so daß für die Erreichung einer schnellen Bohrgesehwindigkeit auf Gestein
8098 11/02 50
- 11 - IA - 28 498
einer geringen Durchlässigkeit die niedrige Viskosität von Kolloidemulsionen eine ebenso wichtige Größe wie der
Bohrabfallniederhaltedruck ist. Wegen der niedrigen Viskosität und der raschen Absitζeigenschaften bleibt der
Feststoffgehalt der erfindungsgemäßen Bohrflüssigkeiten
ohne weiteres im Bereich von ungefähr 0,5 bis 2# hinsichtlich
der feinen Teilchen von anorganischen Substanzen, die in der in Kontakt mit dem Boden des Bohrloches stehenden
Flüssigkeit vorhanden sind. Solche Festsfeubstanzen entstehen
beim Bohren an der Bohrspitze und werden mitfortgerissen, wenn die Flüssigkeit an der Bohrspitze vorbeifließt· An
der Oberfläche setzen sich die Feststoffe aus der Flüssigkeit in einem Schlammabsitzbehälter oder einer Grube ab·
Im allgemeinen kann die optimale Menge von Feststoffen, ,· ungefähr 0,5 bis 1 Gew.-#, ohne weiteres im Verlauf des gewähnlichen
Absitzenlassens in herkömmlichen Absitzbehältern oder Gruben erreicht werden· In'bestimmten Fällen, etwa wenn
der Bohrer eine ungewöhnlich hohe Menge von pulverigem Material erzeugt, kann es erwünscht sein, die Geschwindigkeit
des Absitzene mit Hilfe von Oyclonen, Zentrifugen oder dergleichen
zu steigern·
Für die Herstellung von erfindungsgemäßen Kolloidemuleionebohrflüssigkeiten
können viele in öl dispergierbare Kolloide verwendet werden· In der folgenden Tabelle A werden
verschiedene Beispiele zusammen mit dem Niederhaltedruck, dem API-Filtrierverlust und in einigen Fällen der Bohrgeschwindigkeit
auf verschiedenen Berea Sandgesteifen zusammen-
809811/0250
IA - 28 498
gestellt, wie sie mit einem 3,18 cm-Bohrer ( 1 1/4 inch)
in einer Bohrmaschine erhalten werden. Die Wirksamkeit eines oleophilen Kuchens, der von eines erfindungsgemäßen
Schlamm zur Kontrolle des Filtrierverlustes gebildet wurde, kann aus den Ergebnissen des Beispiels 4 abgeleitet werden.
In diesem Fall wurde ein mit öl benetzter und in öl dispergierbarer
Bentonit verwendet. Mit einer Kolloidemulsion eines Gehaltes von nur 0,75^ am in öl dispergierbarem Bentonit
wurde ein Filtrierverlust von 8,8 ml im Vergleich mit einem Filtrierverlust von 16 ml im Falle einer gewöhnlichen
wässrigen Suspension mit einem Gehalt von 5# Bentonit erreicht.
Bei- | # Kolloid | % öl | % Emul | API | Nieder | + | Bohrge- |
gator | Filter | halte | (36) 16,3 | schwindigv | |||
verlust | druck | (27) 12,2 | keit m/h | ||||
SJa | (ft/h) | ||||||
1 | 2.5 | 5 | 1 | 5.0 cc | (25) 11,3 | kg KE | |
2 | 2.5 | 5 | 1 | 5·0 | (30) 13,6 | 11 (26) 7,9 | |
3 | 1·7 | 5 | 1 | . 5·0 | (38) 17,2 | KE | |
4 | 0.75 | 5 | 1 | 8.8 | (15) 6,8 | M (21) 6,4 | |
LfN | 0.3 | 5 | 1 | 7.2 | -> | " (19) 5,8 | |
6 | 1.0 | 10 | 2 | 3.1 | 11 KE | ||
7 | 2.5 | 5 | 0·25 | 8*8 | " (34)10,3 | ||
8 | «■ | - | mm | (40)12,2 |
+(Ohip Holddown Pressure)
80981 1/0250
- 13 - IA - 28 498
Die Kolloide wurden in Dieselöl dispergiert und in Wasser emulgiert· KE » kein Ergebnis« Die in den Beispielen verwendeten
Kolloide waren (1) Methacrylpolymerisat, (2) Polyisobutylen, (3) Dimethylpolysiloxan, (4) in öl dispergierbarer
Bentonit, (5) in öl dispergierbarer Lignit, (6) Kohlenruß
und (7) geblasener Asphalt, In Beispiel 8 wurde nur Wasser verwendet· Auf einer Versuchsbohrmaschine bei 90,7 kg
(200 lbs) Druck auf dem Bohrer, 60 Umdrehungen in der Minute des Bohrers und 30,3 1 (8 gallons) Umlauf in der Minute erreichte
Bohrgeschwindigkeitenβ Der Niederhaltedruck für
gewöhnliche Schlämme variiert von 31»8 bis 45,4 kg (17 bis
100) oder mehre
Aus Tabelle A ist ersichtlich, daß ein erfindungsgemäßer Kolloidemulsionsschlamm unter Verwendung von verschiedenen
in öl dispergierten Kolloiden hergestellt werden kann, wobei
die erhaltenen Schlämme annehmbare Gesamtverlusteigenschaften, deh. von weniger als 10 ml API, wie auch einen relativ niedrigen
Niederhaltedruck und eine Bohrgeschwindigkeit aufweisen, die an diejenige herankommt, die bei Verwendung von
lediglich Wasser als Bohrflüssigkeit erreicht wird.
In einer anderen Reihe von Bohrversuchen gemäß Tabelle B wurden mehrere verschiedene erfindungsgemäße Kolloidemulsionsbohrflüssigkeiten
mit mehreren bekannten Bohrschlämmen und mit Wasser-verglichen. Sämtliche Bohr-Versuche wurden
nahe beieinander in dem gleichen Sandsteinblock durchgeführt. E8 ist ersichtlich, daß die Kolloidemulsionsbohrflüssigkeiten
80981 1/0250
- 14 - IA - 28 498. .
U33197
in Beispiel 4,- 5 und 6 einen niedrigeren Niederhaltedruck als die gewöhnlichen Schlämme in Beispiel 1, 2 und 3 aufweisen,
während die Bohrgeschwindigkeit mit den Kolloidemulsionsschlämmen ungefähr die doppelte derjenigen mit
bekanntem Schlamm war.
Bohrflüssigkeit
1. Tonschlamm (9<»6 Ib/gal)
1,15 kg/1
2. Milchemulsion, 0<>5 Guar-Harz
3» Milchemulsion, 2% vorhydrolysierte
Stärke, 5% Dieselöl, O*25$ Emulgator
4, Emulsion, 2.5$ geblasener
Asphalt, 2„5# Dieselöl, 0.5$ Emulgator
5« Emulsion, 1.0% geblasener
Asphalt, 4# Dieselöl, 0,23% Emulgator
6. Emulsion, 2.5^ geblasener
Asphalt, 7.5$ Dieselöl, Q»5# Emulgator
7· Wasser
Niederhalte druck kg (Chip Holddown Pressure) |
37,6 | Bohrge— schwindig keit m/h (ft/hr) |
3,96 |
(83) | 29,0 | (13) | 5,48 |
(64) | 19,5 | (18) | 6 |
W) | 13,2 | (20) | 10,67 |
(29) | 9,98 | (35) | 12,2 |
(22) | 7,26 | (40) | 13,1 |
(16) | O | (*3) | 25,3 |
O | (83) |
Als Emulgator wurde ein nicht ionisches Polyoxyäthylenpolymerisat
(Atlosol S, hergestellt von der Atlas Powder Co.) benutzte. Der Bohrgeschwindigkeitsversuch erfolgte bei 100
.Umdrehungen in der Minute, 907 kg (2000 lbs.) auf dem Bohrer,
wobei der Schlamm in einer Menge von 30,3 1 (8 gallons)
8098 1 1/0250
- 15 - IA - 28 498
U33197
je Hinute umgeleitet wurde. Die Ergebnisse in Tabelle A
und B wurden im Großversuch erhalten· Auf einem Bohrfeld wurde eine Carbonatschichtenbildung von einem Bohrloch
durchquert, wobei eine erfindungsgemäße Kolloid(asphalt)~
emulsionsbohrflüssigkeit benutzt wurde, der Calciumchlorid zur Erschwerung der Flüssigkeit bis zu 1 kg/1 (9 lbs· per
gallon) zugesetzt worden war. Bei Verwendung der Kolloidemulsion war die Bohrgeschwindigkeit ungefähr die doppelte
derjenigen in einem benachbarten Bohrloch, in welchem ein Kalkschlamm mit niedrigem Feststoffgehalt benutzt wurde.
In einem anderen ölfeld wurde ein Kolloidemulsionsschlamm in 3 Bohrlöchern untersucht, wobei die Bohrgeschwindigkeiten
um 4-5# schneller waren als im Fall der vorher auf dem
gleichen Feld am schnellsten gebohrten Bohrlöcher· Das durch-,· schnittliehe Metergedinge je Bohrer wurde ebenfalls um 11#
gesteigert.
Wie bereits oben angegeben wurde, werden zur Beschwerung der erfindungsgemäßen Kolloidemulsionsbohrflüssigkeiten lösliche
Salze verwendet. Die Wahl des benutzten Emulgators hängt, wie bereits angegeben wurde, von dem benutzten löslichen
Salz, der am Boden des Bohrloches zu erwartenden Temperatur und der Art der zu durchbohrenden Schichtenbildung
ab. Se können verschiedene Emulgatoren verwendet werden, die eine Emulsion aus öl und -Waeser ergeben. In der folgenden
Tabelle C werden verschiedene geeignete Emulgatoren aufgezählt, di· unter verschiedenen Bedingungen verwendet werden
können·
809811/0250
- 16 - IA - 28 498
Atlosol S (polyoxyäthylierter Sorbitantallölester) DME (polyoxyäthyliertes Phenol)
CPB (Cetylpyridiumbromid)
Arquad 12-50 (monoallcyliertes quaternäres Amin)
Arquad 18-50 (monoalkyliertes quaternäres Amin)
Ethoquad (0/20 Äthoxyliertes quaternäres Amin) Redicote B^ + E^o (Amine + Ithoxyphenol)
Actinol P (Tallöl + NaOH)
Sunaptic C (Naphtheneäure + NaOH)
Triton X 1?1 (Alkarylpolyätheralkohol) Lecithin
Seecomul (Rosin + Fettsäureseife)
Pluronic L661 (Polyoxyäthylenpolypropylen)
Metallignosulfonate + NaOH
Oa-lignosulfonate + NaOH
Garbonox (Lignit) + NaOH
White Magic (Lignit) + NaOH
Quebracho + NaOH
Oa-lignosulfonate + NaOH
Garbonox (Lignit) + NaOH
White Magic (Lignit) + NaOH
Quebracho + NaOH
Wurden die ersten 7 aufgezählten Emulgatoren in erfindungsgemäßen
Asphaltemulsionen verwendet, dann besaßen sie
eine gute bis ausgezeichnete Temperaturbeständigkeit, in einigen Fällen bis zu 2040G (40O0F), wenn Natriumchlorid
oder Calciumchlorid in einer Menge von 1% bis zur Sättigung
zum Zwecke einer Beschwerung zugesetzt wurde· Sämtliche
809811/0250
- 17 - IA - 28 498
Emulgatoren besaßen bei hoher Temperatur und niedriger Natriumchloridkonzentration eine gute Temperaturbeständigkeit. In mit Asphalt hergestellten Kolloidemulsionen wurden
die besten Ergebnisse erzielt, wenn der pH der Asphaltemulsion im Bereich von 7 bis 10 gehalten wurde. Mit Ausnahme
einer Verwendung von Met ailligninsulf onat en als Emulgatoren in den Natriumchloridemulsionen sollte der pH der
Emulsion auf mindestens 10 gesteigert werden.
Von den bei der Herstellung von Emulsionen benutzten Kolloiden wird meistens Asphalt bevorzugt, da dieses in
öl dispergierbare Kolloid die erforderlichen Eigenschaften aufweist und billig sowie ohne weiteres verfügbar ist.
x-arüberhinaus ist es ohne weiteres in den aromatischen
Ölen löslich, was von großem Vorteil für die Fertigstellung
eines Bohrloches ist* Hinsichtlich der Filtrierverlustkontrolle wurden die besten Emulsionen durch Dispersion von
verschiedenen Agphaltarten in einem geeigneten Öl wie Dieselöl hergestellt. Jedoch kann auch unverdünnter Asphalt verwendet
werden. Soll der Asphalt nicht mit dem öl vermischt werden, dann sind verschiedene handelsübliche Mischungen
verfügbar, die im allgemeinen eine 50/50-Dispersion von
geblasenem Asphalt und Dieselöl mit einem Anilinpunkt von 600C (14-00F) sind. Auch Raf finat ions asphalt e, wie solche
zum Aufbringen einer Asphaltschicht wurden in Dieselöl dispergiert und ergaben zufriedenstellende Emulsionen. Zufriedenstellende
Asphaltemulsionen wurden weiterhin aus
1 /
- 18 - IA - 28 498 *
schwerem asphalthaltigern Rohöl hergestellt. Sehr gute
Emulsionen wurden mit Ventura und Coalinga-Rohölen und ausgezeichnete Emulsionen mit Athabasca-Teeröl hergestellte
Einige Rohöle besitzen den Vorteil, daß sie unter Bildung einer üolloidbohremulsion durch Zugabe von Natriumhydroxyd,
na
das Natrium^tbhenat mit den Naphthensäuren im Rohöl bildet, mit Wasser eiaulgiert werden könneno Die Asphaltmenge in der Ölphase kann von 50 bis zu 100$ variieren«, Die Asphaltemulsionen besitzen die ungewöhnlichen Eigenschaften der Filtrationsgeschwindigkeiten bei niedriger und höherer Temperatur.
das Natrium^tbhenat mit den Naphthensäuren im Rohöl bildet, mit Wasser eiaulgiert werden könneno Die Asphaltmenge in der Ölphase kann von 50 bis zu 100$ variieren«, Die Asphaltemulsionen besitzen die ungewöhnlichen Eigenschaften der Filtrationsgeschwindigkeiten bei niedriger und höherer Temperatur.
Die Asphaltemulsionen bilden außerordentlich dünne Filterkuchen,
wobei praktisch kein Eindringen des Asphalts in die
Gesteinsporen erfolgt. Mikrophotoaufnahmen von der Oberfläche
des Gesteins zeigen, daß Asphalt einer Kolloidemulsion kein kontinuierliches ii.ltrat auf Berea«Sandstein noch auf Indiana-Kalkstein
bildete, daß er jedoch Ablagerungen zwischen den Körnern ergab, deren Matrix bis su einem starken Umfang ·
freilag. Dies ist ein bedeutender Vorteil bei der Säurebehandlung von Garbonatgestein.
Der Mechanismus der Kuchenbildung ist im Falle von Asphaltemulsionen
der gleiche wie bei gewöhnlichen Schlämmen. Aus den Engpässen erfolgt ein Zusammenbacken in den Oberflächenporen, und die Asphaltkolloide filtrieren aus· Wegen
des niedrigen Gehaltes an Zusammenbackungsfeststoffen und
80981 1/0250
- 19 - ■ IA - 28 498
der niedrigen Permeabilität von Asphalt für Wasser bildeVb
sich ein dichter kompakter Kuchen an den engeren Stellen in Strömungskanälen, wo die ütrömungsquerschnittsfläche
an niedrigsten 1st· Die Kombination dieser Faktoren ist für die sehr niedrige Filtriergeschwindigkeit verantwortlich.
Die Ergebnisse von Bohrversuchen zeigen, daß mit Hilfe von Äsphaltemulsionen höhere Bohrgeschwindigkeiten
als mit allen anderen Bohrflüssigkeiten erreicht werden können.
In einem ölfeldversuch wurde eine Kolloidbohrflüssigkeit
verwendet, in der das 50/50-Gemisch von dispergiertem Asphalt in Dieselöl von 2 bis zu 5# variierte, während der
Emulgator (Atlosol S) von 0,5 bis zu O,75# variierte, wobei
20# Calciumchlorid vorhanden waren, so daß 1 kg/1 (9 lbs. per gallon) Schlamm mit einer Trichterviskosität (funnel
viscosity) von 28 Sek., ein 30 Min.-API-Wasserverlust von
8 Sek· und ein Feststoffgehalt von weniger als 1% vorlag.
Die durchschnittliche Bohrgeschwindigkeit im Bohrloch betrug 26,8 β pro Tag, was fast der mit klarem Wasser in
einem benachbarten Bohrloch erreichten Geschwindigkeit gleichkommt. Bei Verwendung von gewöhnlichem Kalkschlamm im benachbarten
Bohrloch betrug die Durchschnittsgeschwindigkeit 15,25 m (50 feet) pro Tag. Weiterhin war die Verwendungsdauer des Bohrers nahezu die doppelte in dem Bohrloch, in
welchem die Asphaltemulsion benutzt wurde.
Die erfindungsgemäßen Kolloidemulsionsbohrflüssigkeiten
80981 1/0250
- 20 - IA- 28 4-98 · '
werden vorzugsweise gemäß einem Verfahren zum Anfertigen
von Bohrlöchern verwendet, wobei die Bohrspitze auf dem Grunde des Bohrloches unter Erzeugung von Bohrmehl gedreht
wird, während die Flüssigkeit mit dem niedrigen Feststoffgehalt gleichzeitig in das Bohrloch, durch den Bohrer und
wieder nach oben im Inneren des Bohrloches gepumpt wird, wo die zurückströmende Bohrflüssigkeit an der Oberfläche
zur Abtrennung von mitgerissener Gesteinserde, die aus der
Bohrung stammt, behandelt wird. Da die.Kolloidbohremulsion
eine niedrige Viskosität besitzt, neigt die mitgerissene Gesteinserde dazu, unmittelbar auszufallen, wodurch der
]peststoffgehalt auf einen extrem niedrigen Wert herabgesetzt
wird· Daraus ist ersichtlich, daß wenig feste Stoffe in der Flüssigkeit sind, wenn sie erneut in das Bohrloch eingeleitet
wird, die eine Einwirkung auf die Entstehung von neuen Irdbrocken durch die Bohrspitz© ausüben· Durch Absitzenlassen
oder Zentrifugieren des mit Teilchen beladenen zurückströmenden Schlammes auf bekannte Weise kann beim Durchbohren
der meisten Schichtenbildungen der Fest st of fgehalt ohne
weitere« unter 1 Gew.-# herabgesetzt werden· Beim Durchbohren
von einigen harten Schichtenbildungen konnte gezeigt werden, daß der Feststoffgehalt des vorliegenden Kolloidemulsionsschlammes
auf bekannte Weise ohne weiteres auf 1/2 oder 1% reduziert werden kann· Demnach weist der erfindungsgemäße
Kolloidemulsionsschlamm im allgemeinen einen
Feststoff gehalt von nicht mohr.als 1/2 bis 1% und nie γοη
mehr als 2# af, wenn er erneut in das Bohrloch gepumpt wird.
809811/0250
- 21 - ■ IA - 28 498
Vergleichsweise bleiben 3 bis 10# Feststoffe im gewöhnlichen
Schlamm zurück, wenn er in bekannten SchlammsjBtemen erneut
in das Bohrloch eingeleitet wird. In den meisten Fällen sollten mindestens 5 Gew.-# eines anorganischen Salzes in
den Kolloidbohremulsionen verwendet werden, um dieselben schwerer zu machen·
Wie die Versuche auf den ölfeidern nahelegen, sind die
bei der gewöhnlichen Bohrung gebildeten Schlammkuehen eine
bekannte Ursache von Produktivitätsstörungen. Bleibt der Schlammkuchen hinter der ölader oder dem Gestein zurück, dann
verursacht er Schaden· Das gleiche trifft au, wenn er sich in Spalten von Schichtenbildungen oder geschossenen Aushöhlungen
in denselben bildet. Die Schlammkuehen oder gewöhnlichen Schlämme sind stark unlöslich. Selbst Schlammsäuren besitzen
ein geringes Lösungsvermögen, wenn sie auch für andere Zwecke
von Vorteil sein können· In einigen Fällen vermag der Strom aus der Schichtenbildung den Schlammkuehen in das Loch, zurückzuverlagern.
Jedoch ist die Strömungsgeschwindigkeit in einem Förderbohrloch im allgemeinen zu niedrig, um die Feststoffe
anzuheben, so daß sie dazu neigen, sich auf dem Boden des Bohrloches anzusammeln. Diese Schwierigkeiten können vermieden werden, wenn erfindunsgemäße Asphaltemulsionsbohrflüssigkeiten
verwendet werden. Eine erfindungsgemäße Asphaltemulsion
bildet nur einen sehr schwachen Kuchen· Dieser Kuchen
1/O2BG
- 22 - IA - 28 498
ist weiterhin in vielen Hohölen löslich oder kann durch
Auswaschen mit einem aromatischen Lösungsmittel entfernt
werden. So ergibt die Emulgierung von Asphalt in Salzlaugen eine Bohrfertigungsflüssigkeit mit guten Filtrierverlusteigenschaften
und einer Dichte bis zu 1,67 kg/1 (M- lbs«
per galton), die praktisch keine unlöslichen festen Stoffe
enthält.
Der gewöhnliche Schlamm bildet einen kontinuierlichen Filterkuchen über den durchlässigen Teilen iron Carbonatgesteinen,
wobei dieser Kuchen ziemlich beständig gegen Säure ist»
Wie bereits oben gesagt wurde, bilden die, erfindungsge—
mäßen Asphaltemulsionen keinen kontinuierlichen Filterkuchen
auf der Schichtenbildung, sondern verstopfen lediglich die Oberflächenporene Demnach kann Säure die freiliegende Matrix
angreifen und entlang den Asphaltverschlüssen eindringen.
Beim Versuch einer Behandlung mit Säure wurde eine Asphaltemulsion über "Indiana"-Kalksteinverschlüsse eines
Durchmessers von 2,54 cm (1 inch) und einer Länge von 4S3 cm
(1,7 inch) filtriert, die dann mit 10#iger Salzsäure behandelt
wurden. Die Säure brach durch 2 Verschlüsse in 2 bzw» 3 Min. ein, die mit einem Asphalt emulsionskuc hen geschützt
waren» Ähnliche Verschlüsse wurden mit 6 verschiedenen gewöhnlichen Bohrflüssigkeiten behandelt. Die darauf
vorhandenen Filterkuchen hinderten die Säure daran, im
8098 1 1/0250
— 23 - IA - 28 498
Verlaufe eines 2 Std. dauernden Versuches durch die Verschlüsse
vorzudringen. War Wasser als Bohrschlamm mit dem Verschluss verwendet waden, dann brach die Säure in
11 Min. durch den Verschluss· Daraus ist ersichtlich, daß sich die erfindungsgemäßen Asphaltemulsionen vortrefflich
als Bohrfertigungsflüssigkeiten eignen.
Die erfindungsgemaßen Asphaltemulsionen sind früher als
ungeeignet beim Bohren durch Schichtenbildungen mit einem wesentlichen Gehalt an Schiefer und Tonen angesehen worden,
da die meisten Emulgatoren bei der Herstellung der Emulsion entweder die Ablagerung von Asphalt auf Schieferbildungen
und Bohrmehl nicht forderten oder keine Emulsion mit einem etwa 5#igen Öl-geblasenen Asphalt-Gemisch, das in Wasser
emulgiert war, bildeten, die gegen eine Verunreinigung mit Schieferabfällen bei hoher Temperatur und Vorhandensein von
verschiedenen Sehichtenbildungssafcen beständig war. Wenn auch Emulsionen, die unter Verwendung von Metalligninsul«
fonaten als Emulgator hergestellt wurden, in Gegenwart von
gemahlenem Schiefer beständig sind, so neigen sie doch nicht dazu, die Sckieferabfälle zu beschichten und sie in ihrer
ursprünglichen Größe zu erhalten. Emulsionen dieser Art wurden bei einer Verwendung beim Durchbohren von eher dispergierbaren
Sckiefergebilden eine Erweiterung des Bohrloches
verursachen, die ausreicht, um die Geschwindigkeit der wieder nach oben im Bohrloch zurückströmenden Bohrflüssigkeit herabzusetzen, so daß es nicht möglich sein könnte, das Bohrmehl
80981 1/0250
— 24- « IA- 28 <+98 · ·
in dem erweiterten Teil des Bohrloches hochzuheben. Da
die Schieferbohrabfälle weiterhin dispergiert oder zu sehr feinen Teilchen zerkleinert werden könnten, würde
die Menge der Bohrfeststoffe, die von dem Bohrflüssigkeitssystem
getragen werden, schnell zunehmen«, Die zerkleinerten oder fein verteilten Teilchen von Schiefer sind äußerst
schwierig aus dem Bohrflüssigkeitssystem abzutrennen, so daß im obigen Beispiel notwendigerweise eine große Menge
derselben erneut nach unten in das Bohrloch geleitet wird, wo ihr Vorhandensein eine Herabsetzung der Bohrgeschwindigkeit
verursacht·
Wurden erfindunsgemäße Asphaltemulsionsbohrflüssigkeiten
unter Verwendung von kationischen Emulgatoren hergestellt und im Laboratoriumsversuch mit Schieferbohrabfällen verunreinigt,
dann war das Schieferbohrmöhl in sämtlichen Fällen
mit Asphalt beschichtet, und es wurde ein ausgezeichneter Schutz gegen eine Dispersion oder einen Zerfall derselben
erreicht· Viele kationischen Emulgatoren verursachten jedoch eine so schnelle und schwere Ablagerung von geblasenem Asphalt
am Bohrmehl in der Schieferschichtenbildung, daß sehr bald nur wenig Asphalt in der Bohrflüssigkeit zurückblieb, die
für neu zugefügte Bohrabfälle benutzt werden mußte· Dadurch
wurde ein hoher Verlust der Waeserphase aus der Bohrflüssigkeit
verursacht, bevor größere Mengen an Dieselöl und geblasenem Asphalt zugesetzt wurden»
ZuitHzlich zu der Verwendung von ungefähr 0,1 bis l,0#
809811/0250
- 25 - ■ IA - 28 498
U33197
eines Emulgators in Form eines organischen kationischen
kolloiden eine Ablagerung erleichternden Mittels bei der
Herstellung von erfindungsgemaßen Asphaltemulsionsbohrflüssigkeiten
zum Durchbohren von vielen Schichtenbildungsarten war es in vielen Fällen erwünscht, ungefähr 0,1 bis
1,0$ eines kolloiden die Ablagerung verzögernden Mittels zuzusetzen, das vorzugsweise nichtionisch ist und dazu
dient, die Ablagerung von geblasenem Asphalt auf Schiefer zu verzögern. Ein besonders gutes nichtionisches kolloides
die Ablagerung verzögerndes Mittel wird von der Armour Industrial Chemical Company hergestellt und unter dem Handelsnamen
Redicote S12 verkauft«
Das die Ablagerung verzögernde Mittel Redicote E 12 kann durch Umsetzung eines Alkyphenols , wie etwa Octylodfer
Nonylphenol, mit 2 bis 16, vorzugsweise mit 5 bis 12 Mol
Alkylenoxyd, wie etwa Äthylen- und/oder Propylenoxyd, vorzugsweise
Äthylenoxyden, unter Bildung eines vorzugsweise wasserlöslichen Alkylphenoxypolyalkylenglycols der Formel
( ) R-phenyl j— OR1 —} OR" ——OH
hergestellt werden, in der η eine ganze Zahl von 2 bis 16, vorzugsweise von $ bis Id, und R ein Alkylrest mit 4· bis
20, vorzugsweise mit 4 bis 16 Kohlenstoffatomen ist, und in der R1 und R" gleiche oder verschiedene Alkylenreste
wie Äthylen- oder Propylenreste sind. Auf Wunsch können
geringe Mengen anderer Amine als Antioxydantien
80981 1/0250
- 26 - IA - 28 498 .
und Korrosionsschutzmittel zugesetzt v/erden» Das kolloides
die Ablagerung vsrsögernde Mittel kann somit eine geringe
Menge von etwa 0,5 bis 3,0$ eines aliphatischen Amins
mit 1 bis 3z und vorzugsweise mit 3 bis 8 Kohlenstoff«
atomen enthalten, wie etwa Butyl« oder Dipropylamin« Zusätzlich
kann eine geringe Menge, etwa 0,5 bis 2,0 YoI.«%
des kolloiden, die Ablagerung verzögernden Mittels, vorzugsweise ein mononukleares aromatisches Amin, wie etwa
Diphenylamine Dicresylamin oder Dinaphtylamin sein. Es wird angenommen, daß das kolloide, die Ablagerung verzögern·^
de Mittel sich auf dem Schiefer oder Schiefermehl, mit dem es in Kontakt kommt, ausbreitet oder gegen öl abdichtet,
so daß der geblasene Asphalt und der kationische Emulgator oder das kolloide, die Ablagerung einleitende Mittel daran
gehindert werden^ den Schiefer sofort oder bis zu einem
zu starken Umfang zu beschichten«, Bs ist Jedoch klar9 daß
sich ein geeigneter Asphaltüberzug auf der Schieferbildung
und dem Schieferbohrmehl absetzt, so daß das Wasser der Bohremulsion
daran gehindert wird, den Schiefer anzugreifen und denselben zu zerkleinern oder au dispergieren«.
!©sonders guter organischer kationischer Emulgator oder kolloides, die Ablagerung einleitendes Mittel für die
Herstellung von erfindungsgemäßen Asphalt-öl-in-Wasser-Emulsionen,
die in Verbindung mit dem nichtionischen, die Ablagerung verzögernden Mittel Hedicote E 12 verwendet werden
können, ist eine von der Armour Industrial Chemical Company
80981 1/0250
IA - 28 -4-98
U33197
unter dem Namen Redicote E 11 hergestellte Emulsion» Redicote E 11 ist ein Chloridsalz einer quaternären
Ammoniumverbindung, das in einer Substanz wie etwa Isopropylalkohol gelöst werden kann, was zur leichteren
Handhabung, Lösung und Emulgierung in dem Gemisch aus geblasenem AsPhalt-öl und in Wasser dient. Ein gut bekanntes
Verfahren zur Herstellung von quaternären Ammoniumverbindungen, das eine weit verbreitete industrielle Anwendung
gefunden hat, umfaßt die Alkylierung von sekundären Alkylaminen mit Alkylhalogeniden unter Bildung von Tetraalkylammoniumhalogeniden·
Dieses Verfahren kann im allgemeinen durch die folgende Gleichung dargestellt werden
NH +
(alky- (Alkyl-
(Tetraalkyl-
liertes halogenid) ammoniumsekun-
halogenid)
däres Amin)
+ HX
(Halogenwasserst
off säure)
in der R eine Kohlenstoffkette von 8 bis 20 besitzt, und
in der die anderen R-Reste Wasserstoff und/oder Alkylreste mit 1 bis 4 Kohlenstoffatomen sind. Der kationische Emulgator
dient nicht nur als Emulgator zum Emulgieren der Phase aus geblasenem Asphalt-Öl in Wasser unter Bildung einer
temperaturbeständigen und gegenüber Schiefereständigen
Emulsion, sondern fördert zusätzlich die Ausbreitung des geblasenen Asphalts auf der Schieferbildung oder dem Bohrmehl·
809811/0250
- 28 - IA - 28 498 ■ '
Diese Wirkung dürfte darauf zurückzuführen sein, daß
die quaternärea Ammoniumverbindung die Tendenz aufweist, auf Ton- oder Schiefer-Oberflächen adsorbiert zu werden
und dieselben vorzugsweise mit öl zu benetzen.
Durch das die Ablagerung verzögernde Mittel Redicote
IS 12 wird die Absetzgeschwindigkeit von geblasenem Asphalt aus der ölphase der Bohrflüssigkeit auf den Schiefer kontrollierte
So kann ein überschüssiger Yerlust von Asphalt aus der Bohremulsion an den Schiefer in Form eines Überzuges
durch Steigerung des Mengenverhältnisses des die Ablagerung verzögernden Mittels zu dem die Ablagerung
einleitenden Mittel herabgesetzt werden. Würde das die Asphaltablagorung einleitende Mittel allein verwendet werden,
dann würde die Ablagerung von Asphalt so schnell erfolgen, daß die benutzte Bohremulsion ihren gesamten Asphaltgehalt
im Verlaufe von Minuten einbüßen würde· Wird andererseits das die Ablagerung verzögernde Mittel allein verwendet,
dann werden die Schieferbohrabfälle nicht wesentlich beschichtet «ad werden schnell erodiert . oder zerkleinert·
Die winzigen Teilchen des Ton den Bohrabfällen erodierten Schiefere werden dann in der Bohremulsion dispergiert, wodurch
dieselbe mit Feststoffen beladen wird, so daß die Bohrgesehwindigkeit abnimmt.
Ss hat sich geteigt, daß optimale Bedingungen bei der
Durchführung der erfindungsgemäßen Verfahrensweise vorliegen,
80981 1/0250
- 29 - ' IA - 28 498
wenn 1 Teil des kationischen Emulgators oder des die
Ablagerung einleitenden Mittels auf IO Teile der Phase von geblasenem Asphalt-Öl in einer öl-in-Wasser-Bohremulsion
verwendet werden. Bei dieser Zusammensetzung wurde ein 5:1-Verhältnis des Emulgators zu dem die Ablagerung verzögernden
Mittel auf Volumenbasis verwendet. Gute Emulsionen wurden bei Verwendung eines Verhältnises von 1 Teil Emulgator
auf 5 bis 20 Teile Asphalt-Öl hergestellt» wobei letzteres
im allgemeinen ein 50/50-Gemisch von geblasenem Asphalt und Dieselöl war· Das Verhältnis des Emulgators oder des die
Asphaltablagerung einleitenden Mittels zu dem die Ablagerung verzögernden Mittel kann von 10:1 bis 1:1 variieren. Es ist
klar, daß das richtige Verhältnis des die Ablagerung einleitenden Mittels zu dem die Ablagerung verzögernden Mittel
in Abhängigkeit von der Geschwindigkeit und dein Umfang der Asphaltablagerung auf den Schieferbohrteilen variieren kann,
welche Geschwindigkeit von verschiedenen Faktoren, wie die Temperatur, die bezüglich der ölphase vorhandene Schiefermenge,
die Geschwindigkeit, mit welcher der betreffende Schiefer zerfällt, die Art von Salzen und ihre Konzentration, sowie
von weiteren beim Bohren vorliegenden Bedingungen abhängt«
Vorausgesetzt, daß alle sonstigen Bedingungen gleich bleiben, werden die schwersten AsPhaltbeschichtungen auf Schiefer
in. Abwesenheit von Salz in der Bohremulsion erreicht· Die Dicke des Asphaltüberzuges nimmt mit einer Zunahme der Salzkonzentration
ab. Da jedoch die Bohrabfälle wegen des
809811/0250
- 30 - IA - 28 4-98
U33197
schützenden Einflusses der gelösten Salze in Salzlaugenemulsionen
besser erhalten bleiben, wird der dünne Asphaltüberzug auf dem Schiefer hierdurch mehr als kompensiert·
Eine höhere Bphrtemperatur hat eine raschere Ablagerung
von Asphalt auf Schieferbohrteilen zur Folges sο daß dann
zur Herabsetzung dieser schnellen Ablagerung eine höhere Menge des die Ablagerung verzögernden Mittels benötigt
wird. Während gute Hochtemperatur-Bohrflüssigkeiten unter
/s
Anwendung eines lil-Verhältnises des die Asphaltablagerung einleitenden Mittels zu dem die Ablagerung verzögernden Mittel hergestellt werden könnens wird bei sehr hoher Temperatur und einer starken Kongentration "von Salzen eine geringere Mgnge des die Ablagerung verzögernden Mittels verwendet. Bei einem 5:1 Verhältnis des die Asphaltablagerung einleitenden Mittels zu dem die Asphaltablagerung verzögernden Mittel wurde eine gute Beständigkeit der Emulsionen bei einer Temperatur von mehr als 1320C (2700F) beobachtet, wenn 15$ Natriumchlorid vorhanden waren oder wenn die Emulsion mit Natriumchlorid gesättigt waro
Anwendung eines lil-Verhältnises des die Asphaltablagerung einleitenden Mittels zu dem die Ablagerung verzögernden Mittel hergestellt werden könnens wird bei sehr hoher Temperatur und einer starken Kongentration "von Salzen eine geringere Mgnge des die Ablagerung verzögernden Mittels verwendet. Bei einem 5:1 Verhältnis des die Asphaltablagerung einleitenden Mittels zu dem die Asphaltablagerung verzögernden Mittel wurde eine gute Beständigkeit der Emulsionen bei einer Temperatur von mehr als 1320C (2700F) beobachtet, wenn 15$ Natriumchlorid vorhanden waren oder wenn die Emulsion mit Natriumchlorid gesättigt waro
Bs ist klar, daß bei der Herstellung der erfindungsgemäßen
Emulsionen das die Ablagerung.verzögernde Mittel auch
ein Emulgator sein kann. Es hat sich gezeigt, daß mit Redicote
Ξ 12 allein hergestellte Emulsionen ungefähr den gleichen API-IiItrierverlust wie eine mit ß©dicote S 11 allein hergestellte
ähnliche Emulsion ergeben* Die Vereinigung der beiden
80981 1/0250
- 31 - IA - 28
war leicht wirksamer als eine gleiche Menge der beiden getrennt. Insbesondere ergab der Zusatz einer geringen
ftenge Redicote E 12 zu einer Redicote E 11-Emulsion eine
unverhältnismäßig starke Herabsetzung des Filtrierverlustes· Der API-Filtrierverlust kann durch Zunahme der
Konzentration von Redicote E 11 und E 12 in konstantem Verhältnist bis das gesamte Volumen der beiden ungefähr
10# des Volumens der Öl-geblasener Asphalt-Phase beträgt,
herabgesetzt werden· So ergab eine erfindungsgemäße Bohr_ emulsion mit einem Gehalt von ungefähr 1,25£ Dieselöl
und 1,25# geblasenem Asphalt zusammen mit Natriumchlorid als Beschwerungsmittel und jeweils 255* Redicote E 11 und
E 12 einen API-Filtrierverlust von 8 ml· Entsprechende Cat·
oitimchloridemulsionen hatten einen Filtrierverlust von nur 3 ml· Eine höhere Konzentration von öl und Asphalt
ergab nur einen geringfügig niedriger η Filtrierverlust.
Erfindungsgemäß unter Verwendung von Redicote E 11 und Redicote E 12 in Asphaltemulsionen hergestellte Bohremulsionen
sind gleichermaßen wirksam, ob die Bohrflüssigkeit sauer oder basisch ist· Es konnte hinsichtlich des Filtrierverlustes
oder der Emulsionsbeständigkeit bei erhöhter Temperatur oder hinsichtlich ihrer Fähigkeit, Schiefer au
beschichten kein Unterschied festgestellt werden zwischen Emulsionen mit einem hohen oder niedrigen pH (etwa 8,5
bis 5,8). Bei der Angabe der obigen Verhältnisse umfaßt
das Gewicht von Redicote S 11 und 1 12 15# Isopropanol.
. 80981 1/0250
- 32 - IA - 28 498.
Eine der größten Schwierigkeiten beim Arbeiten mit einer Flüssigkeit mit einem niedrigen Peststoffgehalt,
die mit Schieferbohrteilen verunreinigt ist, besteht in der raschen Anhäufung von festen Bohrstoffen, die nicht
ohne weiteres aus der Bohrflüssigkeit extrahiert werden können, und somit erneut nach unten in das Bohrloch eingeleitet
werden, was eine Abnahme der Bohrgeschwindigkeit bedingt. Im Ealle der Verwendung von erfindungsgemäßen
Emulsionen verhindert die Überzugswirkung des Asphalts auf
den Schiefer die Dispersion oder den Zerfall der Bohrteile und fördert das Ausflocken oder Zusammenbacken von feinen '
Teilchen des beschichteten Schiefers, wie sie unvermeidlich bei der Arbeitsweise einer Bohrerspitze dispergiert
, werden· Unter Zuhilfenahme eines Absitzbehälters an der Oberfläche von ausreichendem Volumen, etwa 23 nr (200
barreis), oder bei Verwendung einer mechanischen Auftrennvorrichtung
wie eine Zentrifuge an der Oberfläche, ist es beim Durchbohren von vielen Schieferschichtenbildungen möglich,
ein schnelles Durchbohren mit einer Bohrflüssigkeit mit niedrigem Peststoffgehalt beizubehalten«
Bei Verwendung einer in geeigneter Weise zusammengesetzten Zubereitung der erf indungsgeaaßen Asphaltbohremulsion können
durchaus große Mengeivon Schiefer in der Bohrflüssigkeit
geduldet werden, bevor eine wesentliche Menge Asphalt verlorengeht
μη& bevor eine Behandlung zur Aufrechterhaltung
80931 1/0250
- 33 - IA - 28 498
der Schlammzusammensetzung notwendig wird» Die Menge des
verbrauchten Asphalts hängt stark von der Menge des während
des Bohrens entstehenden pulverigen Materials ab« Beispielsweise ergaben Berechnungen bei einem Versuch» daß 80,9 m
(700 barreis) der erfindungsgemäßen Emulsionen 457 m
(1500 feet) eines 25,4 cm (10 inch)-Bohrloches bohren
können, bevor der API-Verlust 20 ml übersteigt, wenn die Bohrabfälle in großen Stücken zurückbleiben, und daß sie
nur 11,5 a (38 feet) bohren würden, wenn die Bohrabfälle
alle feinvermahlen sind» Die Abtrennung von JTestsubstanzen
aus den erfindungsgemäßen Bohrflüssigkeiten wird durch die Tendenz des Asphalts erleichtert, die Bohrabfälle zu
beschichten, ihre Dispersion zu verhindern und sie ausauflocken,
so daß das pulverige Material schnell ausgefällt wird.
In der Praxis wird das Gemisch von geblasenem Asphalt und öl auf dem ölfeld in den oben angegebenen Mengen in
Wasser emulgiert, und die gebildete Öl-in-Wasser-Emulsion nach unten in den drehenden Bohrer und am Grunde des Bohrloches
aus der Bohrerspitze gepumpt, wo dieselbe Bohrabfälle der Schichtenbildung erzeugt. Zu der Zeit, wo die
Bohremulsion zuerst in das Bohrloch gepumpt wird, ist sie im wesentlichen von Feststoffen freie Der Strom der Bohremulsion
wird in das Bohrloch eingeleitet und in demselben umgeleitet, so daß die Bohrlochwand beschichtet und die in
Wasser dispergierbare Bohrgesteinserde mit in öl dispergiertem
Kolloid, wie geblasener Asphalt, beschichtet wird, und die
S098 1 1/0250
- 34 - IA - 28
Bohrabfalle aus dem Bohrloch entfernt werden» An der Oberfläche
werden die im zurückkehrenden Flüssigkeitsstrom vorhandenen Bohrabfälle durch Absitzenlas.:en oder Zentrifugieren
aus der Bohremulsion abgetrennt, wonach die Bohremulsion erneut in das Bohrloch eingeleitet wird. Von Zeit
zu Zeit wird eine zusätzliche Menge des in Öl dispergierten Kolloids und des Emulgators zugefügt und mit dem Strom der
Bohrflüssigkeit in ausreichender Menge vermischt, damit
neue in Wasser dispergierbare Bohrabfälle beschichtet werden können.
809811/0250
Claims (1)
- - 35 - IA - 28 4-98U33197PatentansprücheIi Verfahren zum Bohren eines Bohrloches in einer geologischen Schichtenbildung, dadurch gekennzeichnet, daß man einen Bohrer auf dem Grunde des Bohrloches unter Bildung von Bohrabfällen aus der Schichtenbildung in Drehung versetzt, und daß man eine wässrige Bohrflüssigkeit durch die Bohrerspitze und das Bohrloch leitet, in der ein in öl dispergiertes Kolloid emulgiert ist.2e Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet , daß man die aus dem Bohrloch an die Oberfläche zurückkehrende Bohrflüssigkeit zur ausreichenden Herabsetzung ihres Feststoffgehaltes in Form von mitgerissener Gesteinserde und Bohrabfällen behandelt, damit die Bohremulsion eine niedrige Viskosität behält.5. Verfahren nach Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß man den Gehalt an mitgerissener fester Gesteinserde auf weniger als 2 Gew.-% der Emulsion herabsetzt·4. Verfahren nach Anspruch 2 oder 3, dadurch gekennzeichnet, daß man die Behandlung in einem Gefäß mit einem großen Volumen durchführt.5· Verfahren nach Anspruch 2 oder 3, dadurch g e k β η η -80981 1/0250- 36 - IA - 28 498zeichnet , daß man die Behandlung durch Zentrifugieren vornimmt.6· Verfahren nach Anspruch 2 bis 5» dadurch gekennzeichnet , daß man die eine niedrige Viskosität aufweisende Bohremulsion erneut in das Bohrloch einleitet, nachdem ihr Gehalt an fester Gesteinserde wesentlich herabgesetzt worden ist«7· Verfahren nach Anspruch 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet , daß man der Bohrflüssigkeit ein anorganisches Salz zusetzt, damit sie eine bestimmte Dichte aufweist·8, Verfahren nach Anspruch 7 t dadurch gekennzeichnet, daß man das Salz in einer Menge von mindestens ungefähr 5 Gew.-% der Emulsion zusetzt·9· Verfahren nach Anspruch 1 bis 8, dadurch g e k β η η zeich net, daß die ölphase in der Bohremulsion ungefähr 1 bis 5 Gew.-$ derselben beträgt«10· Verfahren nach Anspruch 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet , daß man der Emulsion einen Emulgator zusetzt.11· Verfahren nach Anspruch 10, dadurch g e k β η η -809811/0250~ 37 - ' IA - 28 498zeichnet , daß man den Emulgator in einer Menge von ungefähr 0,1 bis 1 Gew.-% der Emulsion zusetzt*12. Verfahren nach Anspruch 1 bis 11, dadurch gekennzeichnet , daß 5 bis 70% der Ölphase ein dferin dispergiertes in Öl dispergierbares Kolloid iste13« Verfahren nach Anspruch 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, daß die Emulsion einen API-Filtrierverlust von ungefähr 10 ml aufweist, wenn sie mit 0,5 bis 2 Gew.-# festen organischen Teilchen einer Größe im Bereich von 2 bis 10/U vermischt wirde14 β Verfahren nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet , daß man als Emulgator einen organischen kationischen Emulgator verwendet·15· Verfahren nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet , daß man der Bohrflüssigkeit eine weitere Menge des in öl dispergierten Kolloids zusetzt, bevor sie erneut in das Bohrloch eingeleitet wird, wobei diese Menge ausreicht, um neue in Wasser dispergierbare Bohrabfälle zu beschichten, die von der Bohrerspitze erzeugt werden.16. Verfahren nach Anspruch 6, 10 und 15, dadurch gekennzeichnet , daß man der Bohrflüssigkeit eine weitere Bmulgatormenge zusetzt, bevor sie erneut in das Bohrloch eingeleitet wird.8 09811/0250- 38 - IA - 2817o Verfahren nach Anspruch 15 oder 16, dadurch gekennzeichnet , daß man die weiteren Mengen auf diskontinuierliche Weise zusetzteIS0 Verfahren nach Anspruch 1 bis 17ι dadurch gekennzeichnet , daß man der Bohrflüssigkeit zusätzlich ein die Ablagerung verzögerndes Mittel zusetzt und darin aufrechterhält, wodurch die Geschwindigkeit, mit der das in öl dispergierte Kolloid die Schichtenbildung und die in. Wasser dispergierbaren Bohrabfälle beschichtet, herabgesetzt wird»19» Verfahren nach Anspruch. 1,5 und 16, dadurch gekennzeichnet s daß man die weiteren Mengen des in öl dispergierten Kolloids und des Imulgators vorher in einer ausreichenden Menge Wasser emulgiert, so daß eine konzentrierte Öl-in-Wasser-Emulsion mit dem Kolloid in der ölphase entsteht.20. Verfahren nach Anspruch 1 bis 19» dadurch gekennzeichnet j daß man der Bohrflüssigkeit ein organisches, kationisches, die Ablagerung einleitendes Kolloid zusetzt«21· Verfahren nach Anspruch 1 bis 20, dadurch g e kennze ich η et , daß das oleophile Kolloid fein verteilten Asphalt enthält.80981 1/0250- 39 - IA - 28 49822. Bohrflüssigkeit für die Durchführung des Verfahrens nach Anspruch 1 bis 21 gekennzeichnet durch eine öl-in-Wasser-Snulsion mit einem Gehalt an Asphalt in der ölphase, vorzugsweise in einer Menge von 1 bis 5 G-ew*-%, sowie einem organischen kationischen Mittel in einer Menge von 0,1 bis 1%, bezogen auf die Bohrflüssigkeit·23o Verfahren zur Herstellung einer Bohrflüssigkeit, dadurch gekennzeichnet , daß man 1 bis 5 Gew.-# Asphalt erhitzt und den erhitzten Asphalt in 99 bis 95 Gew,-# Wasser einschließlich 0,1 bis 1% eines organischen kationischen, die Asphaltablagerung einleitenden, damit vermischten Mittels emuigiert.80981 1/0250
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US305542A US3310125A (en) | 1963-08-29 | 1963-08-29 | Method for increasing drilling rate |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE1433197A1 true DE1433197A1 (de) | 1968-12-05 |
Family
ID=23181222
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE19641433197 Pending DE1433197A1 (de) | 1963-08-29 | 1964-08-27 | Geologisches Bohrverfahren und dafuer geeignete Bohrlochfluessigkeit |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US3310125A (de) |
DE (1) | DE1433197A1 (de) |
GB (1) | GB1058943A (de) |
NL (1) | NL6409982A (de) |
OA (1) | OA00226A (de) |
Families Citing this family (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3528914A (en) * | 1966-12-14 | 1970-09-15 | Shell Oil Co | Drilling fluid and method for increasing drilling rate |
USRE30230E (en) * | 1970-12-23 | 1980-03-18 | Brinadd Company | Closed circuit method of circulating a substantially solid free drilling fluid |
US4404107A (en) * | 1981-06-01 | 1983-09-13 | Venture Chemicals, Inc. | Well working compositions, method of decreasing the seepage loss from such compositions, and additive therefor |
US4428843A (en) | 1981-06-01 | 1984-01-31 | Venture Chemicals, Inc. | Well working compositions, method of decreasing the seepage loss from such compositions, and additive therefor |
US4356096A (en) * | 1981-06-01 | 1982-10-26 | Venture Chemicals, Inc. | Method of enhancing the effect of liquid organic lubricants in drilling fluids |
US4531594A (en) * | 1982-10-25 | 1985-07-30 | Venture Chemicals, Inc. | Method and compositions for fluid loss and seepage loss control |
GB2131067A (en) * | 1982-11-17 | 1984-06-13 | Doverstrand Ltd | Improvements in drilling fluids |
DE3400164A1 (de) * | 1983-01-14 | 1984-07-19 | Sandoz-Patent-GmbH, 7850 Lörrach | Fluessigkeitsverluste vermindernde additive fuer bohrlochbearbeitungsfluessigkeiten |
GB8630295D0 (en) * | 1986-12-18 | 1987-01-28 | Shell Int Research | Drilling fluid |
US5248664A (en) * | 1988-03-14 | 1993-09-28 | Shell Oil Company | Water base drilling fluids comprising oil-in-alcohol emulsion |
US5085282A (en) * | 1988-03-14 | 1992-02-04 | Shell Oil Company | Method for drilling a well with emulsion drilling fluids |
DE3903784A1 (de) * | 1989-02-09 | 1990-08-16 | Henkel Kgaa | Monocarbonsaeure-methylester in invert-bohrspuelschlaemmen |
US5076373A (en) * | 1990-03-30 | 1991-12-31 | Shell Oil Company | Drilling fluids |
US8163676B2 (en) * | 2007-11-30 | 2012-04-24 | M-I L.L.C. | Emulsifier blend |
US20150060146A1 (en) * | 2013-09-05 | 2015-03-05 | Secure Energy (Drilling Services) Inc. | Reservoir activated emulsion breaking for lost circulation |
CN109749723B (zh) * | 2017-11-01 | 2021-06-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油基钻井液用抗高温乳化剂、制备方法及应用 |
CN113121845A (zh) * | 2021-03-25 | 2021-07-16 | 四川澳凯化工有限公司 | 一种乳液型沥青胶质分散剂及其制备方法 |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2151029A (en) * | 1936-04-28 | 1939-03-21 | Gulf Oil Corp | Method of completing oil or gas wells |
US2661334A (en) * | 1952-02-11 | 1953-12-01 | Standard Oil And Gas Company | Water-in-oil emulsion drilling fluid |
US2773031A (en) * | 1954-10-28 | 1956-12-04 | Gulf Oil Corp | Drilling muds |
US2870990A (en) * | 1955-03-02 | 1959-01-27 | Taylor G Bergey | Drilling fluid method |
US3062740A (en) * | 1956-04-18 | 1962-11-06 | Magnet Cove Barium Corp | Oil-in-water emulsion drilling fluid |
US2898294A (en) * | 1956-12-24 | 1959-08-04 | Jersey Prod Res Co | Well completion fluids |
-
1963
- 1963-08-29 US US305542A patent/US3310125A/en not_active Expired - Lifetime
-
1964
- 1964-08-27 DE DE19641433197 patent/DE1433197A1/de active Pending
- 1964-08-27 GB GB35176/64A patent/GB1058943A/en not_active Expired
- 1964-08-27 OA OA50299A patent/OA00226A/xx unknown
- 1964-08-28 NL NL6409982A patent/NL6409982A/xx unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NL6409982A (de) | 1965-03-01 |
OA00226A (fr) | 1966-03-15 |
US3310125A (en) | 1967-03-21 |
GB1058943A (en) | 1967-02-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE1433197A1 (de) | Geologisches Bohrverfahren und dafuer geeignete Bohrlochfluessigkeit | |
DE69632610T2 (de) | Zementzusammensetzungen und ihre Verwendung zur Zementierung von Ölbohrlöchern oder ähnlichen | |
DE2462436C3 (de) | Bohrflüssigkeit aus einer Wasserin-Öl-Emulsion | |
DE3247123C2 (de) | Bohrhilfsflüssigkeit in Form einer Invertemulsion | |
EP0047370B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
DE69628066T2 (de) | Auf Wasser basierende Bohrflüssigkeit zur Verminderung der Wasserabsorption und Hydratisierung von tonartigen Gesteinen | |
EP0073894B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
EP0058371B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus unterirdischen Lagerstätten durch Emulsionsfluten | |
DE3049883A1 (en) | Well treating fluid | |
DE2920539A1 (de) | Verfahren zur behandlung unterirdischer formationen, die ein bohrloch umgeben | |
DE2353067A1 (de) | Bohrfluid | |
DE2609535A1 (de) | Anionisches netzmittelsystem | |
DE2303654A1 (de) | Behandlungsfluessigkeit zur verwendung in bohrloechern durch unterirdische formationen | |
DE102005003555A1 (de) | Bohrspül-Additiv | |
DE2917534A1 (de) | Verfahren zur gesteigerten erdoelgewinnung | |
DE2418115A1 (de) | Dispergiermittel zum dispergieren kolloidaler fester stoffe in oelfreien, waessrigen loesungen | |
DE1583005A1 (de) | Verfahren zur Behandlung einer unterirdischen Gebirgsformation | |
DE948957C (de) | Verfahren zur abdichtenden Behandlung von Erdbohrloechern zwecks Vermeidung von Verlusten eingefuehrter Fluessigkeiten | |
AT258234B (de) | Geologisches Bohrverfahren und hiefür geeignete Bohrflüssigkeit | |
EP0058871B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
EP0088206B1 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
EP0272406A2 (de) | Verfahren zur erhöhten Gewinnung von Erdöl aus einer unterirdischen Lagerstätte durch Tensidfluten | |
DE112016002261T5 (de) | Umkehremulsionen für die Kavitätssteuerung | |
DE2736277C2 (de) | Verfahren zur Behandlung von Tone enthaltenden Formationen gegen ein Quellen und eine Dispersion der Tone durch die Einwirkung von Wasser und Behandlungszusammensetzung zur Durchführung des Verfahrens | |
DE2950157A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von erdoel aus einer untertaegigen erdoelfuehrenden lagerstaette |