DE602004006515T2

DE602004006515T2 - Verzögertes phasenwechsel-additiv für inverte emulsions bohrflüssigkeiten

Info

Publication number: DE602004006515T2
Application number: DE602004006515T
Authority: DE
Inventors: Robert L. Sugarland HORTON; Bethicia B. Houston PRASEK; Frank E. The Woodlands EVANS; Marc Luyster; Steve Katy MASON; Taylor Green
Original assignee: MI LLC
Current assignee: MI LLC
Priority date: 2003-02-03
Filing date: 2004-02-03
Publication date: 2007-09-06
Anticipated expiration: 2024-02-04
Also published as: US7152697B2; MXPA05008070A; BRPI0407194B1; EP1646702A1; NO20054062D0; US20040176255A1; NO339213B1; CA2514592A1; EA200501248A1; CA2514592C; NO20054062L; EP1646702B1; WO2004069958A1; DE602004006515D1; BRPI0407194A; EA009065B1; ATE362499T1

Description

Die Priorität der U.S.-Provisional-Patentanmeldung Nr. 60/319 922, eingereicht am 3. Februar 2003, deren Inhalt zum Zweck der Bezugnahme zitiert wird, wird beansprucht.
BESCHREIBUNG
Viele Arten von Fluiden wurden bei der Bohrung von Erdöl- und Erdgasquellen verwendet. Die Wahl eines Öl-basierten Bohrfluids, auch als Öl-basierter Schlamm bekannt, involviert eine vorsichtige Abwägung der beiden mehr oder weniger wünschenswerten charakteristischen Eigenschaften solcher Fluide bei einer bestimmten Anwendung, der Art der Bohrquelle, sowie der charakteristischen Eigenschaften des Erdöl- oder des Erdgasfeldes, in welchem die Bohrung stattfindet. Ein Oberflächenaktives-Mittel, imstande eingebautes Wasser in das Öl hinein zu emulgieren, ist eine wesentliche Komponente von Öl-basierten Schlämmen.
Die primären Vorteile beim Auswählen eines Öl-basierten Bohrfluids umfassen: eine höhere Bohrlochstabilität (hole stability), besonders in Schieferformationen; eine Formation eines dünneren Filterkuchens, als der, welcher mit einem Wasser-basierten Schlamm erhalten wird; eine hervorragende Schmierung des Bohrstrangs und der Untertage-Geräte; eine Durchdringung von Salzbetten ohne Verschorfung oder einer Vergrösserung des Bohrlochs (hole), sowie andere Vorteile, die dem Fachmann bekannt sein sollten.
Besonders vorteilhafte Eigenschaften von Öl-basierten Schlämmen sind ihre hervorragende Qualität von Durchdringungs- und Schmierungsrate. Diese beiden Eigenschaften erlauben die rasche Bohrung von Bohrquellen, mit einer signifikanten vertikalen Abweichung, wie es typisch für Offshore- oder Tiefseewasser-Bohroperationen ist, oder wenn eine horizontale Bohrquelle erwünscht ist. In solchen Bohrlöchern mit einer hohen Abweichung stellen Drehmoment und Drag auf den Bohrstrang ein signifikantes Problem dar, da das Bohrrohr auf der niedrigen Seite des Lochs liegt, und das Risiko von Steckenbleiben des Rohrstocks hoch ist, wenn Wasser-basierte Schlämme verwendet werden. Im Gegensatz dazu stellen Öl-basierte Schlämme einen dünnen, schlickigen (slick) Filterkuchen bereit, welcher das Bereitstellen einer signifikant höheren Pferdestärke für die Bohrung der Steinseite und das Verhindern des Steckenbleibens von Rohr unterstützt. Daher kann die Verwendung des Öl-basierten Schlamms gerechtfertigt werden.
Trotz der vielen Vorteile der Verwendung von Öl-basierten Schlämmen, weisen sie auch weniger wünschenswerte charakteristische Eigenschaften auf. Im Allgemeinen hat die Verwendung von Öl-basierten Bohrfluiden und Öl-basierten Schlämmen hohe Investitions- und Arbeitskosten. Diese Kosten können signifikant von der Tiefe des Bohrlochs abhängen. Jedoch können die hohen Kosten oft gerechtfertigt sein, wenn das Öl-basierte Bohrfluid das Einsinken oder die Bohrlochvergösserung verhindert, was Bohrzeit und -kosten in hohem Masse ansteigen lassen kann. Entsorgung von Öl- beschichteten Abtragungen ist ein anderes primäres Problem, besonders für Offshore- oder Tiefseewasser-Bohroperationen. In diesen letzteren Fällen müssen die Abtragungen entweder von dem Öl mit einer Reinigungslösung (cleaning solution) reingewaschen werden, welche ebenfalls entsorgt werden muss, oder die Abtragungen müssen zur Entsorgung auf umweltfreundliche Weise zurück zur Küste verschifft werden. Eine weitere zu berücksichtigende Überlegung betrifft die lokalen Regierungsbestimmungen, welche die Verwendung von Öl-basierten Bohrfluiden und Öl-basierten Schlämmen umweltbedingt einschränken können.
Öl-basierte Schlämme enthalten etwas Wasser, entweder bei der Formulierung des Bohrfluids selbst gebildetes Wasser, oder verbleibendes Wasser in dem Bohrloch, oder absichtlich zugegebenes Wasser zur Beeinflussung der Eigenschaften des Bohrfluids oder des Schlamms. In solchen Wasser-in-Öl-Typ-Ernulsionen, auch als inverse (invert) Emulsionen bekannt, wird ein Emulgator verwendet, der die Emulsion stabilisiert. Im Allgemeinen kann die inverse Emulsion sowohl wasser-lösliche als auch öl-lösliche Emulgiermittel enthalten. Typische Beispiele für solche Emulgatoren umfassen polyvalente Metallseifen, Fettsäuren und Fettsäureseifen und andere ähnliche geeignete Verbindungen, die dem Fachmann bekannt sein sollten. Die Verwendung von herkömmlichen Emulgatoren und herkömmlichen Oberflächenaktiven Mitteln in inversen Bohrfluid-Systemen kann den Reinigungsprozess bei Komplettierungsoperationen von offenen Bohrlöchern (open hole completion operations) verkomplizieren. Fluide, welche herkömmliche Materialien für Oberflächen-aktive Mittel und Emulgatoren verwenden, können die Verwendung von Lösungsmitteln und Wäschen mit anderen Oberflächenaktiven Mitteln erforderlich machen, um den Filterkuchen zu durchdringen (penetrate) und die Benetzbarkeit der Filterkuchen-Partikel zu reversieren (reverse). Das heißt, das Waschen mit Detergentien sollte die Öl-benetzten Feststoffe des Filterkuchens in Wasserbenetzte Feststoffe überführen (convert). Wasser-benetzte Feststoffe sind in dem Filterkuchen erforderlich, so dass die nachfolgende Säurewäsche die Partikel des Schlamm-Kuchens angreifen kann und sie vor Produktion zerstören oder entfernen kann. Die Produktivität einer Bohrquelle hängt gewissermassen von einem effektiven und effizienten Entfernen des Filterkuchens ab und gleichzeitigem Minimieren der Möglichkeit, dass Wasser die natürlichen Fliesskanäle der Formation blockiert, verstopft oder anderweitig beeinträchtigt. Die Probleme einer effizienten Bohrquellenreinigung (well clean up), effizienten -stimulation und effizienten -komplettierung sind ein signifikantes Thema bei allen Bohrquellen, und besonders bei Komplettierungen von horizontalen Bohrquellen mit offenen Bohrlöchern.
Die vorliegende Offenbarung ist allgemein auf ein Verfahren gerichtet zum Steuern der Umkehrung (reversing) von Phasen in inversen Emulsionsfluiden, welche zweckmäßig sind beim Bohren, Komplettieren und Übertage-Arbeiten über unterirdischen Bohrquellen, vorzugsweise Erdöl- und Erdgasbohrquellen. Die verallgemeinerte Verwendung von inversen Emulsionsfluiden in solchen Anwendungen sollte dem Fachmann bekannt sein, wie angegeben in dem Buch "COMPOSITION AND PROPERTIES OF DRILLING AND COMPLETION FLUIDS", "Zusammensetzung und Eigenschaften von Bohr- und Komplettierungsfluiden" 5. Auflage, H. C. H. Darley und George R. Gray, Gulf Publishing Company, 1988, dessen Inhalt zum Zweck der Bezugnahme zitiert wird.
In einer Ausführungsform der vorliegenden Offenbarung wird ein inverses Emulsionsfluid, welches ein ölartiges Fluid, ein nicht-ölartiges Fluid und ein Amin-Oberflächenaktives-Mittel umfasst, zum Bohren einer unterirdischen Bohrquelle verwendet. Die oberflächenaktive Komponente des Bohrfluids wird ausgewählt, so dass, wenn ein Grossteil des Amin-Oberflächenaktiven-Mittels in seiner nicht-protonierten Form vorliegt, eine inverse Emulsion gebildet werden kann, in welcher die ölartige Flüssigkeit die kontinuierliche Phase ist, und die nicht-ölartige Flüssigkeit die diskontinuierliche Phase ist. Das heißt, die nicht-protonierte Form des Amin-Oberflächenaktiven-Mittels ist fähig eine inverse Emulsion zu stabilisieren. Aufgrund Protonierung eines grösseren Teils des Amin-Oberflächenaktiven-Mittels wird jedoch die ölartige Flüssigkeit zur diskontinuierlichen Phase und die nicht-ölartige Flüssigkeit zur kontinuierlichen Phase. Mit anderen Worten, die inverse Emulsion wird in eine reguläre Emulsion überführt, aufgrund der Protonierung des Amin-Oberflächenaktiven-Mittels. Ein Phasenwechselverschiebungsmittel wird verwendet und mit dem Bohrfluid vermischt, um so eine Steuerung des Zeitablaufs (timing) und/oder der Bedingungen zu ermöglichen, unter welchen das Amin protoniert wird, und so, wenn das Fluid von einer regulären Emulsion zu einer inversen Emulsion überführt wird.
Eine weitere Ausführungsform des vorliegenden Gegenstands betrifft ein Verfahren zur Reinigung (cleaning up) eines Bohrlochs (wellbore), welches mit dem oben beschriebenen inversen Emulsions-Bohrfluid gebohrt wurde. Das Verfahren zur Reinigung des Bohrlochs umfasst das Auffinden (spotting) einer Tablette, umfassend ein Trägerfluid, ein Viskositätserhöhungsmittel und ein Phasenwechselverschiebungsmittel in einem beabsichtigten Anteil des zu reinigenden Bohrlochs. Das Phasenwechselverschiebungsmittel und die Viskosität der Tablette steuern den Zeitablauf (timing) der Konversion von Öl-Benetzung zu Wasser-Benetzung von jeglichem verbleibenden (residual) Bohrfluid oder Filterkuchen, vorhanden in dem beabsichtigten Anteil des Bohrlochs. wenn erst Konversion zu Wasser-Benetzung eingetreten ist, wird das verbleibende Bohrfluid und der verbleibende Filterkuchen leicht aus dem Bohrloch ausgewaschen.
Die inversen Emulsionen, welche in der Praxis der vorliegenden Offenbarung verwendet werden, umfassen jene, welche früher in U.S. Patent Nr. 6,218,342, sowie in den U.S. Patentanmeldungen Nr. US2001-0051593A1 und US2002-0033258A1 beschrieben wurden, wobei der Inhalt jeweils zum Zweck der Bezugnahme zitiert wird. Wie dort offenbart, sind das ölartige Fluid, welches zur Formulierung der – in der Praxis der vorliegenden Erfindung verwendeten – inversen Emulsionen verwendet wird, Flüssigkeiten, und stärker bevorzugt ein natürliches oder synthetisches Öl, und noch stärker bevorzugt das ölartige Fluid, ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Dieselöl; Mineralöl; einem synthetischen Öl, wie etwa Polyolefinen, Polydiorganosiloxanen, Siloxanen oder Organo-Siloxanen; und Gemischen davon. Die Konzentration des ölartigen Fluids sollte ausreichend sein, so dass eine inverse Emulsion gebildet wird, und sie kann kleiner als etwa 99 Volumen% der inversen Emulsion sein. In einer Ausführungsform beträgt die Menge des ölartigen Fluids von etwa 30 Volumen% bis etwa 95 Volumen%, und stärker bevorzugt von etwa 40 Volumen% bis etwa 90 Volumenprozent% des inversen Emulsionsfluids. In einer Ausführungsform kann das ölartige Fluid wenigstens 5 Volumen% eines Materials umfassen, ausgewählt aus der Gruppe umfassend Ester, Ether, Acetale, Dialkylcarbonate, Kohlenwasserstoffe und Kombinationen davon.
Das nicht-ölartige Fluid, welches in der Formulierung der inversen Emulsionsfluide zur Verwendung in der vorliegenden Erfindung verwendet wird, ist eine Flüssigkeit, und ist vorzugsweise eine wässrige Flüssigkeit. Stärker bevorzugt kann die nicht-ölartige Flüssigkeit (liquid) ausgewählt werden aus der Gruppe umfassend Meerwasser (sea water), eine Salzlösung (brine), enthaltend organische und/oder anorganische gelöste Salze, Flüssigkeiten, enthaltend wasser-mischbare organische Verbindungen und Kombinationen davon. Die Menge des nicht-ölartigen Fluids ist typischerweise kleiner als die theoretische Mindestmenge, welche zur Bildung einer inversen Emulsion erforderlich ist. In einer Ausführungsform ist daher die Menge von nicht-ölartigem Fluid kleiner als etwa 70 Volumen%, und vorzugsweise von etwa 1 Volumen% bis etwa 70 Volumens. In einer anderen Ausführungsform ist die Menge von nicht-ölartigem Fluid vorzugsweise von etwa 5 Volumen% bis etwa 60 Volumen% des inversen Emulsionsfluids.
Die Auswahl eines geeigneten Amin-Oberflächenaktiven-Mittels zur Formulierung der Bohrfluide, zweckmäßig in der vorliegenden Erfindung, wird bewerkstelligt durch das Kombinieren einer Menge des nicht-protonierten Amins mit Teilen des ölartigen Fluids und des nicht-ölartigen Fluids, in einem geeigneten Behälter. Das Fluid wird danach kräftig bewegt oder geschert (sheared), um so die zwei Fluide gründlich zu mischen. Aufgrund Stoppen des Mischens, bestimmt die visuelle Beobachtung, ob eine Emulsion gebildet wurde. Eine Emulsion wird als stabil betrachtet, wenn das ölartige Fluid und das nicht-ölartige Fluid sich nicht im Wesentlichen nach Bewegung trennen. Das heißt, die Emulsion wird während eines Zeitraums von mehr als etwa 1 Minute andauern, nach dem Anhalten des Bewegens oder der Scherbewegung, was die Emulsion bildete. Ein Test zur Feststellung ob eine inverse Emulsion gebildet wurde, oder nicht, besteht darin, einen kleinen Teil der Emulsion zu nehmen und ihn in einen Behälter des ölärtigen Fluids zu platzieren. Wenn eine inverse Emulsion gebildet wird, dann dispergiert der Emulsionstropfen in dem ölartigen Fluid. Ein alternativer Test besteht darin, die elektrische Stabilität der resultierenden Emulsion zu messen unter Verwendung eines häufig verfügbaren Testers für die Emulsionsstabilität. Im Allgemeinen wird bei solchen Tests die über zwei Elektroden angelegte Spannung, erhöht, bis dass die Emulsion aufbricht (break) und ein Stossstrom zwischen den zwei Elektroden fliesst. Die Spannung, die erforderlich ist, um die Emulsion aufzubrechen, wird auf dem Fachgebiet als Messung der Emulsionsstabilität betrachtet. Solche Tests der Emulsionsstabilität sollten dem Fachmann bekannt sein, wie belegt wird durch die Beschreibung auf Seite 166 des Buches "COMPOSITION AND PROPERTIES OF DRILLING AND COMPLETION FLUIDS", "Zusammensetzung und Eigenschaften von Bohr- und Komplettierungsfluiden" 5. Auflage, H. C. H. Darley und George R. Gray, Gulf Publishing Company, 1988, dessen Inhalt zum Zweck der Bezugnahme zitiert wird.
Angesichts der obigen Auswahlkriterien wird in einer Ausführungsform der vorliegenden Erfindung ein inverses Emulsionsfluid mit einem Amin-Oberflächenaktiven-Mittel formuliert, mit der allgemeinen Formel
wobei R C₁₂-C₂₂ ist; R' unabhängig ausgewählt ist aus Wasserstoff oder einer C₁- bis C₃-Alkylgruppe; A gleich NH oder O ist, und x + y einen Wert hat, grösser als, oder gleich eins, aber auch kleiner als, oder gleich drei. Vorzugsweise kann die R-Gruppe ein C₁₂-C₂₂-aliphatischer Kohlenwasserstoff sein, und stärker bevorzugt ist sie eine nicht-cyclische aliphatische Gruppe. In einer Ausführungsform enthält die R-Gruppe wenigstens einen Unsättigungsgrad, das heißt, wenigstens eine Kohlenstoff-Kohlenstoff-Doppelbindung. In einer anderen Ausführungsform kann die R-Gruppe ein Gemisch eines kommerziell-bekannten Gemisches von aliphatischen Kohlenwasserstoffen sein, wie etwa Soja, was ein Gemisch von C₁₄-C₂₀-aliphatischen Kohlenwasserstoffen ist, oder Talg, was ein Gemisch von C₁₆-C₂₀-aliphatischen Kohlenwasserstoffen ist, oder Tallöl, was ein Gemisch von C₁₄-C₁₈-aliphatischen Kohlenwasserstoffen ist. In einer anderen Ausführungsform, in welcher die A-Gruppe gleich NH ist, ist der Wert für x + y vorzugsweise zwei, wobei x einen bevorzugten Wert von eins aufweist. In wiederum einer anderen Ausführungsform, in welcher die A-Gruppe gleich O ist, ist der bevorzugte Wert von x + y gleich 2, wobei der Wert für x vorzugsweise eins ist. Bevorzugte Beispiele für kommerziell verfügbare Amin-Oberflächenaktive-Mittel umfassen Ethomeen-T/12, ein diethoxyliertes Talg-Amin; Ethomeen-S/12, ein diethoxyliertes Soja-Amin; Duomeen-O, ein N-Oleyl-l,3-diaminopropan, Duomeen-T, ein N-Talg-1,3-diaminopropan, welche alle von Akzo verfügbar sind.
Die Menge Amin-Oberflächenaktives-Mittel, vorhanden in dem inversen Emulsionsfluid, verwendet in der Praxis der vorliegenden Erfindung, sollte ausreichend sein, um die inverse Emulsion gemäss dem oben angegebenen Test zu stabilisieren. Das heißt, die Emulsion wird während eines Zeitraums von mehr als etwa 1 Minute andauern, nach dem Anhalten des Bewegens oder der Scherbewegung, was die Emulsion bildete. Während die Konzentration variieren kann, abhängig von den besonderen Komponenten in dem Bohrfluid, oder Schlamm (mud), ist die Konzentration typischerweise niedriger als etwa 10 Volumen% des Fluids. In einer Ausführungsform ist das Amin-Oberflächenaktive-Mittel daher bevorzugt in dem inversen Emulsionsfluid in einer Konzentration von 0,1 % bis 5,0 % vorhanden. Stärker bevorzugt sollte die Menge von vorhandenem Amin-Oberflächenaktivem-Mittel in einer Konzentration von 1 Volumen% bis 5 Volumen% vorhanden sein.
Wie zuvor oben angegeben, eine oben beschriebene wichtige Eigenschaft der Bohrfluide ist, dass ein Protonierungsmittel die Konversion der inversen Emulsion zu einer regulären Emulsion bewirkt. Das heißt, die Zugabe eines Protonierungsmittels bewirkt eine Wasser-in-Öl-Emulsion, konvertiert zu einer Öl-in-Wasser-Typ-Emulsion. Das Protonierungsmittel, hierin als eine „Säure" bezeichnet, muss funktionell in der Lage sein das Amin-Oberflächenaktive-Mittel zu protonieren. Die Funktion des Phasen(wechsel)verschiebungsmittels (d.h. ein Mittel, das zu der gesteuerten Protonierung des Amins führt) beruht darauf, den Zeitablauf (timing) des Phasenwechsels auf eine vorhersagbare Weise zu verschieben bzw. zu verzögern (to delay) und/oder zu steuern. Durch das Ausüben einer solchen Steuerung werden weitere Optionen präsentiert, zum Wechseln (changing) der Benetzbarkeit von jeglichen Bohrlochfeststoffen (wellbore solids) oder des Filterkuchens, zu einem höheren Steuerungsgrad, durch Steuerung des Zeitablaufs (timing) des Wechsels von Benetzbarkeit, mit einer vorhersagbaren Verschiebung bzw Verzögerung.
Das Phasenwechselverschiebungsmittel der vorliegenden Erfindung ist derart gestaltet, dass die Protonierung der Aminverbindung, und daher die Konversion des Fluids von inverser Emulsion zu regulärer Emulsion steuerbar ist und vorhersagbar ist, was auf den Eigenschaften des Phasenwechselverschiebungsmittels basiert. Der Mechanismus, über den das Phasenwechselverschiebungsmittel funktioniert, ist nicht vollständig verstanden. Man nimmt an, dass das Phasenwechselverschiebungsmittel die Benetzbarkeit der hierin offenbarten inversen Emulsions-Bohrfluide. ändert (change), durch eine Aktion, welche das Amin-Oberflächenaktive-Mittel selbst beeinflusst, oder indirekt durch die Wirkung eines Acidifizierungsmittels, oder durch andere im System vorhandene chemische Verbindungen. Wir haben gefunden, dass das Aufbrechverschiebungsmittel (delay breaking agent) ausgewählt werden kann aus der allgemeinen Gruppe von Verbindungen, umfassend aliphatische Aminsäuren, Salze von aliphatischen Aminsäuren, sowie Gemische und Kombinationen von diesen Verbindungen. In einer anschaulichen Ausführungsform ist das Phasenwechselverschiebungsmittel ein Salz von Ethylendiamintetraessigsäure (EDTA). Vorzugsweise ist das Salz ein Alkalimetallsalz von EDTA, und stärker bevorzugt ein Kaliumsalz von EDTA. In einer besonders bevorzugten anschaulichen Ausführungsform wird das Dikaliumsalz von EDTA als das Phasenwechselverschiebungsmittel verwendet.
Ebenfalls innerhalb des Umfangs des vorliegenden Gegenstands ist die Verwendung einer langsamhydrolysierbaren chemischen Verbindung, wie etwa ein Ester, welche die verschobene bzw. verzögerte (delayed) Protonierung des Amin-Oberflächenaktiven-Mittels bewirkt. Ferner sollte ein Fachmann erkennen, dass eine Kombination aus einer chemischen Verbindung, welche durch ein Enzym abgebaut wird, und dem entsprechenden Enzym, dessen Kombination eine steuerbare Freisetzung von Proton-Ion bewirkt. Ein Fachmann sollte erkennen, dass es zahlreiche Wege gibt, auf welchen die obigen Ziele des Steuerns und Verschiebens bzw. Verzögerns des Wechsels der Phasen – hier beschrieben – erreicht werden können. Beispielsweise sind verkapselte Enzyme und andere chemische Aufbrechmittel auf dem technischen Gebiet des Fluidbrechens weit bekannt. Auf ähnliche Weise können Phasenwechselverschiebungsmittel, wie etwa solche wie oben beschrieben, verkapselt werden, um die gewünschten Resultate der vorliegenden Erfindung zu erzielen.
Das Verfahren, welches bei der Herstellung der inversen Emulsionsfluide, verwendet bei den Verfahren der vorliegenden Offenbarung, verwendet wurde, ist nicht wesentlich. Herkömmliche Verfahren können zur Herstellung der inversen Emulsionsfluide verwendet werden, auf eine Weise, analog zu jenen üblicherweise verwendeten Verfahren, um herkömmliche Öl-basierte Bohrfluide herzustellen. Bei einer repräsentativen Methode, werden eine gewünschte Menge ölartiges Fluid, wie etwa ein Basisöl, und eine geeignete Menge Amin-Emulgator zusammengemischt, und die verbleibenden Komponenten werden nacheinander zugegeben unter kontinuierlichem Mischen. Eine inverse Emulsion der vorliegenden Erfindung wird gebildet durch kräftiges Bewegen, Mischen, Scheren (shearing) des ölartigen Fluids und des nicht-ölartigen Fluids.
Die inversen Emulsionsfluide der vorliegenden Offenbarung können ferner zusätzliche chemische Verbindungen enthalten, in Abhängigkeit von dem Endzweck der hierin beschriebenen inversen Emulsion, so lange sie nicht die Reversibilität der inversen Emulsionsfluide beeinflussen. Beispielsweise können Benetzungsmittel, organophile Tone, Viskositätserhöhungsmittel, Mittel zur Gewichterhöhung, Brückenbildner, Fluidverlustkontrollmittel zu den fluiden Zusammensetzungen dieser Erfindung zwecks zusätzlicher funktioneller Eigenschaften zugegeben werden. Die Zugabe solcher Mittel sollte dem Fachmann auf dem Gebiet für das Formulieren von Bohrfluiden und -schlämmen bekannt sein. Jedoch sollte angemerkt werden, dass die Zugabe solcher Mittel die Eigenschaften, vermittelt durch das hierin beschriebene Amin-Oberflächenaktive- Mittel, nicht nachteilig beeinflussen sollte.
Benetzungsmittel (wetting agents), welche für die Verwendung in dieser Erfindung geeignet sein können, umfassen rohes Tallöl, oxidiertes rohes Tallöl, Oberflächenaktive Mittel, organische Phosphatester, modifizierte Imidazoline und Amidoamine, Alkyl-aromatischesulfate und Sulfonate und dergleichen und Kombinationen oder Derivate von diesen. Jedoch sollte die Verwendung von Fettsäure-Benetzungsmitteln minimiert sein, um so den Effekt der Reversibilität der inversen Emulsion, hierin offenbart, nicht nachteilig zu beeinflussen. Versawet^TM und Versawet^TM NS sind Beispiele für kommerziell verfügbare Benetzungsmittel, die durch M-I Drilling Fluids L.L.C. hergestellt und vertrieben werden, welche in dieser Erfindung verwendet werden können. Silwet-L-77, -L-7001, -L7605 und -L-7622 sind Beispiele für kommerziell verfügbare Oberflächenaktive-Mittel und Benetzungsmittel, die durch Union Carbide Chemical Company Inc. hergestellt und vertrieben werden.
Organophile Tone, üblicherweise Amin-behandelte Tone, kann zweckmäßig sein als Viskositätserhöhungsmittel (pl.) in den fluiden Zusammensetzungen der vorliegenden Erfindung. Andere Viskositätserhöhungsmittel, wie etwa öllösliche Polymere, Polyamidharze, Polycarbonsäuren und Seifen können ausserdem verwendet werden. Die Menge von Viskositätserhöhungsmittel, verwendet in der Zusammensetzung, kann in Abhängigkeit vom Endzweck der Zusammensetzung variieren. Jedoch sind üblicherweise etwa 0,1 Gewichts bis 6 Gewichts% für die meisten Anwendungen ausreichend. VG-69^TM und VG-PLUS sind Organo-Ton-Materialien, vertrieben durch M-I Drilling Fluids L.L.C., und Versa-HRP^TM ist ein Polyamidharzmaterial, hergestellt und vertrieben durch M-I Drilling Fluids L.L.C., was in dieser Erfindung verwendet werden kann.
Suspendiermittel, geeignet zur Verwendung in dieser Erfindung umfassen organophile Tone, Amin-behandelte Tone, öllösliche Polymere, Polyamidharze, Polycarbonsäuren und Seifen. Die Menge von Viskositätserhöhungsmittel, verwendet in der Zusammensetzung, falls welche verwendet werden, kann in Abhängigkeit vom Endzweck der Zusammensetzung variieren. Jedoch sind üblicherweise etwa 0,1 Gewichts bis etwa 6 Gewichts% für die meisten Anwendungen ausreichend. VG-69^TM und VG-PLUS^TM sind Organo-Ton-Materialien, vertrieben durch M-I Drilling Fluids L.L.C., und Versa-HRP^TM ist ein Polyamidharzmaterial, hergestellt und vertrieben durch M-I Drilling Fluids L.L.C., was in dieser Erfindung verwendet werden kann.
Gewichterhöhungsmittel (weighting agents) oder Dichtematerialien (density materials), geeignet zur Verwendung in dieser Erfindung umfassen Bleiglanz, Hämatit, Magnetit, Eisenoxide, Illmenit, Baryt, Siderit, Celestit, Dolomit, Calcit und dergleichen. Die Quantität von solchem zugegebenem Material, falls irgendeines, hängt von der erwünschten Dichte der Endzusammensetzung ab. Typischerweise wird Gewichterhöhungsmittel zugegeben, um eine Bohrfluiddichte von bis zu etwa 2,88 kg/l (24 Pfund pro Gallone) zu erhalten. Das Gewichterhöhungsmittel wird vorzugsweise bis zu 2,52 kg/l (21 Pfund pro Gallone) zugegeben, und am stärksten bevorzugt bis zu 2,34 kg/l (19, 5 Pfund pro Gallone).
Fluidverlustkontrollmittel (fluid loss control agents) agieren typischerweise durch Beschichten der Bohrlochwände, während die Bohrung erfolgt. Geeignete Fluidverlustkontrollmittel, welche eine Verwendung in dieser Erfindung finden können, umfassen Braunkohlearten, Asphaltverbindungen, Gilsonit, organophile Humate, hergestellt durch Umsetzen von Huminsäure/Humussäure (humic acid) mit Amiden oder Polyalkylen Polyamine und andere nicht-toxische Fluidverlustadditive. Typischerweise werden Fluidverlustkontrollmittel in Mengen weniger als etwa 10 Gewichts%, und vorzugsweise weniger als etwa 5 Gewichts des Fluids zugegeben.
Da viele der Eigenschaften der inversen Emulsion der vorliegenden Erfindung ähnlich denen der herkömmlichen inversen Emulsionen sind, sollte die Anwendung der Fluide überschaubar sein.
Ein unerwarteter und nicht-offensichtlicher Aspekt der Bohrung unterirdischer Bohrquellen mit der inversen Emulsion der vorliegenden Erfindung ist, dass Bohrquellen-Reinigung (well clean up) viel einfacher und rascher durchzuführen ist, besonders wenn die Bohrquelle eine produzierende Formation durchdringt oder in Kontakt mit ihr kommt. Wenn ein herkömmliches inverses Emulsions-Bohrfluid verwendet wird, können – wie oben beschrieben – Reinigung und Stimulierung der Bohrquelle Waschen des Filterkuchens mit Detergentien und eine Säurewäsche zur Auflösung (dissolve) der Filterkuchenpartikel, umfassen. Wenn diese Operationen vollends effektiv sein sollen, kann eine signifikante Menge eines wässrigen Detergens und einer wässrigen Säure die Formation durchdringen, was zu Wasserblockierungen in der Formation führt, was Produktion negativ beeinflusst. Im Gegensatz dazu erlaubt die Bohrung und die Komplettierung der Bohrquelle unter Verwendung der hierin beschriebenen Fluide, und unter Verfolgen der Verfahren der vorliegenden Erfindung dem Operator, die Formation zu durchdringen, unter Verwendung einer inversen Emulsion auf Fluiden basiert, enthaltend Öl-benetzte Feststoffe und das Steuern des Zeitablaufs (to time) der Konversion der Öl-benetzten Feststoffe in Wasser-benetzte Feststoffe auf kontrollierte Weise. Wenn man so verfährt, wird die Verwendung eines Wasser-basierten Waschfluids minimiert, da der Filterkuchen und andere Feststoffe leicht weggewaschen werden können, wenn sie erst Wasser-benetzt sind.
Beim Ausführen der oben offenbarten Verfahren erkennt ein Fachmann, dass eine Tablette (pill) oder ein "Slug" mit Fluid verwendet werden kann, um das Phasenwechselverschiebungsmittel an einem vorbestimmten Ort innerhalb des Bohrlochs bereitzustellen. Die Formulierung einer solchen Tablette oder eines solchen "Slugs" mit Fluid ist derart gestaltet, dass das "Slug" oder die Tablette im Allgemeinen einheitlich (uniform) innerhalb des Bohrlochs bleibt. In einer Ausführungsform ist die Tablette formuliert, dass sie ein Trägerfluid, ein Viskositätserhöhungsmittel und ein Phasenwechselverschiebungsmittel umfasst. Das Trägerfluid kann ausgewählt werden aus einer grossen Anzahl von potentiellen Fluiden, was für den Fachmann augenscheinlich sein sollte. Vorzugsweise ist das Trägerfluid ein Wasserbasiertes Fluid, und ist stärker bevorzugt ausgewählt aus der Gruppe umfassend Frischwasser, Meerwasser, Salzlösung (brine), Bohrloch-Waschfluide, sowie Kombinationen von diesen und anderen ähnlichen Fluiden. Ähnlich kann das Viskositätserhöhungsmittel ausgewählt werden aus einer grossen Anzahl potentieller Viskositätserhöhungsmittel, was für den Fachmann augenscheinlich sein sollte. In einer anschaulichen Ausführungsform wird das Viskositätserhöhungsmittel ausgewählt aus der Gruppe umfassend Bentonit, Sepiolit, Ton, Attapulgit-Ton, Hydroxyethylcelluose, ein anionisches Polymer mit hohem Molekulargewicht und Biopolymere, sowie Kombinationen von diesen und anderen ähnlichen Viskositätserhöhungsmitteln.
Wir haben gefunden, dass das Aufbrechverschiebungsmittel (delayed breaking agent) ausgewählt werden kann aus der allgemeinen Gruppe von Verbindungen umfassend aliphatische Aminsäuren, Salze von aliphatischen Aminsäuren, sowie Gemische und Kombinationen von diesen Verbindungen. In einer anschaulichen Ausführungsform ist das Phasenwechselverschiebungsmittel ein Salz von Ethylendiamintetraessigsäure (EDTA). Vorzugsweise ist das Salz ein Alkalimetallsalz von EDTA, und stärker bevorzugt ein Kaliumsalz von EDTA. In einer besonders bevorzugten anschaulichen Ausführungsform wird das Dikaliumsalz von EDTA als das Phasenwechselverschiebungsmittel verwendet. Das Phasenwechselverschiebungsmittel wird vorzugsweise als eine 15 Gewichts%- bis 40 Gewichts%-Lösung formuliert, welche dann zur Formulierung der endgültigen Aufbrechlösung (breaker solution) verwendet wird.
Die endgültige Aufbrechlösung selbst wird vorzugsweise formuliert, um eine Wasser-basierte Lösung von Kaliumchlorid, ein kationisches Oberflächenaktives-Mittel und ein Viskositätserhöhungsmittel, wie etwa eine Hydroxyethylcellulose, zu umfassen. Optional können Entschäumer, Dispergiermittel und thermische Stabilisatoren umfasst sein, so lange ihre Funktion die Funktionsfähigkeit des Phasenwechselverschiebungsmittels nicht inhibiert. Der Fachmann sollte erkennen, dass das Umfassen solcher optionaler Mittel oder optionaler Verbindungen die gesamte Performance der endgültigen Aufbrechverschiebungslösung unterstützt und hängt von der spezifischen Anwendung für das Fluid ab. Daher sind Routineversuche und Fehlertests erforderlich zur Optimierung der Funktion des Phasenwechselverschiebungsmittels für jegliche besondere Untertage-Umgebung.
Das folgende Beispiel wird bereitgestellt, um die Anwendung und Verwendung der Verfahren und Zusammensetzungen der vorliegenden Erfindung weiter zu veranschaulichen.
Beispiel 1
Ein Bohrfluid, wie in U.S. Patent Nr. 6,218,342, sowie in den veröffentlichten U.S. Patentanmeldungen Nr. US2001-0051593A1 und US2002-0033258A1 beschrieben, wurde verwendet für ein offenes Bohrloch mit einer Kiesmenge (open hole gravel-pack) für eine Bohrquelle, die komplettiert wurde unter Verwendung eines CAPS-Systems. Beschränkungen hinsichtlich der Geräte-Konfiguration für diese Komplettierung erforderten das Testen eines Aufbrechmittels, das den reversen Prozess verschieben bzw. verzögern würde. Diese Verschiebung bzw. Verzögerung würde zulassen, das Waschrohr aus der Kiesmengenanordnung zu ziehen, ohne überschüssige und/oder unkontrollierbare Verluste. Das Ziel war es, die Umkehrung (reversal) eines verbleibenden Filterkuchens nach Einbauen des Aufbrechmittels in die Beta-Phase der Kiesmengenoperation zu verschieben bzw. zu verzögern. Die Operation erforderte etwa 4½ Stunden Verschiebung bzw. Verzögerung des Umkehrungsprozesses (reversal), was Operationen zu POOH sicher und effizient zuliess. Von gleicher Bedeutung war die Fähigkeit des ausgewählten Aufbrechmittels, den verbleibenden Filterkuchen in einen Wasser-benetzten Zustand umzukehren (reverse). Zusätzlich vergrössert das Potential jegliches inhärentes Carbonat aufzulösen grösstenteils die Performance des Aufbrechsystems, sowie seine Fähigkeit zur Disaggregatbildung der verbleibenden Filterkuchenfeststoffe. Zusätzliche Probleme für das Aufbrechsystem umfassten die folgenden: a) Minimieren von Invasion und Umgehen übermäßiger Fluidverluste; und b) wirksame Reinigung des verbleibenden Filterkuchens. Laborversuche wurden durchgeführt zur Optimierung der Formulierung des Aufbrech-verschiebungsfluids.
Die Prüfung umfasste die Formulierung von Aufbrechsystemen, welche die wässerige 11% KCl-Lösung und eine 15 Gewichts bis 40 Gewichts% wässerige Dikalium-EDTA-Lösung (Phasenwechselverschiebungsmittel-Lösung oder DPCA-Lösung, delayed phase changing agent solution) als Basen-Fluide zu verwenden. Die DPCA-Lösungskonzentrationen von 5% (v/v), 10% (v/v), 20% (v/v) und 30% (v/v) und 40% (v/v) wurden verwendet. Diese Lösungen werden als Probenbehälter A bis E (Tabelle 1) gekennzeichnet. Diese Lösungen waren auf 8,9 ppg massenbalanziert, da dies die gewünschte Dichte für eine Kiesmenge (gravel packing) war. Als nächstes wurde ein kationisches Oberflächenaktives-Mittel zugegeben und diese Probenbehälter werden mit F bis J (Tabelle 1) gekennzeichnet. Schliesslich wurden die Aufbrechmittel mit einer Hydroxyethylcellulose-Lösung bei 40 pptg präpariert ("slicked"). Diese Probenbehälter wurden mit K bis O (Tabelle 1) gekennzeichnet. Um die Anzahl von Tests, die durchgeführt werden können, zu maximieren, wurden Aufbrechmittel formuliert mit einem Volumen von 1/10 eines Laborbehälters (lab barrel) (d. h. 35 ml). Der pH wurde für all die Aufbrechmittel auf etwa 5,0 unter Verwendung von KOH eingestellt. Schliessich wurde ein statisch (statically) gealterter Filterkuchen zu jeder Lösung hinzugefügt. Die Filterkuchen wurden auf dem API-Filterpapier unter Verwendung eines 500 psi Differential gegenüber Atmosphärendruck bei 68,3°C (155 F) gebildet [Grad.] F. Tabelle 1 Zusammenfassung der Eignungstests

Lsg. = Lösung
Surf = Oberflächenaktives Mittel
HEC = Hydroxyethylcellulose
DPCA-Lösung = delayed phase changing agent solution = Phasenwechselverschiebungsmittel-Lösung

Angesichts der obigen Ergebnisse sollte der Fachmann erkennen, dass a) eine 30 Minuten "Heißrolle", die Beta-Phase von verbleibendem Filterkuchen (filter cakes) simulierend, zeigte, dass die Filterkuchen intakt blieben, wenn das Aufbrechmittel (breaker) mit 40 ppg Hydroxyethylcellulose (HEC) "präpariert" ("slicked") wird, weitere Aufbrechmittel, welche "nicht präpariert" waren, zeigten eine verhältnismäßig gute Dispersion der Filterkuchen und b) 10-Stunden langes statisches Altern, Simulieren von Isolation des seitlichen, restlichem FAZEPRO-Filterkuchen (pl.), und Aufbrechmitteln (breakers) zeigten, dass die Filterkuchen ohne weiteres in der oben formulierten Aufbrechverschiebungslösung (delayed breaker solution) mit Konzentrationen von 20 % und höher dispergierten.

Auf den obigen Untersuchungen basierend, wurde ein Aufbrechverschiebungsfluid (delayed breaker fluid) formuliert und in der Untertage-Operation erfolgreich verwendet:

Komponente	Konzentration
11 % Kaliumchlorid	8 ppg
Lösung
DPCA-Lösung	30 % (v/v)
Kationisches Oberflächenaktives-Mittel	0,15 % (v/v)
SAFE-VIS E	0,5 gpb
(eine Hydroxyethylcellulose-Lösung)

Aufgrund eines Überblicks über die obige Offenbarung, sollte der Fachmann verstehen und sollte erkennen, dass eine anschauliche Ausführungsform des offenbarten Gegenstands der vorliegenden Erfindung ein Verfahren zum Steuern der Inversion eines Bohrfluids umfasst, wobei das Bohrfluid umfasst: ein ölartiges Fluid; ein nicht-ölartiges Fluid; ein Amin-Oberflächenaktives-Mittel, welches die Struktur:
aufweist, wobei R ein C₁₂-C₂₂-aliphatischer Kohlenwasserstoff ist; R' unabhängig auswählbar ist aus Wasserstoff oder C₁- bis C₃-Alkyl; A gleich NH oder O ist, und 1 ≤ x + y ≤ 3. Das anschauliche Verfahren umfasst das Mischen des Bohrfluids mit einem Phasenwechselverschiebungsmittel (delayed phase changing agent), ausgewählt aus aliphatischen Aminsäuren, Salzen von aliphatischen Aminsäuren und Kombinationen davon. In einer bevorzugten anschaulichen Ausführungsform wird das Phasenwechsel-verschiebungsmittel in der Form einer Tablette (pill) bereitgestellt, wobei die Tablette ein Trägerfluid (carrier fluid), ein Viskositätserhöhungsmittel und das Phasenwechselverschiebungs-mittel umfasst. Das Phasenwechselverschiebungsmittel kann ausgewählt werden aus Ethylendiamintetraessigsäure, Alkalimetallsalzen von Ethylendiamintetraessigsäure und Kombinationen von diesen und ähnlichen Verbindungen. Wenn ein Trägerfluid verwendet wird, ist es bevorzugt, dass es eine wässrige Alkalisalzlösung ist, und stärker bevorzugt, eine Kaliumchloridlösung ist. Ausserdem ist in einer bevorzugten anschaulichen Ausführungsform das Viskositätserhöhungsmittel ein kompatibles Viskositätserhöhungsmittel, wie etwa eine Hydroxyethylcellulose.
Es sollte auch erkannt werden und verstanden werden, dass die vorliegende Offenbarung auch ein Verfahren zum Steuern der Benetzbarkeit (wettability) eines Filterkuchens umfasst. Der Filterkuchen wird vorzugsweise während Bohren einer unterirdischen Formation gebildet unter Verwendung eines Bohrfluids, welches umfasst: ein ölartiges Fluid; ein nicht-ölartiges Fluid; ein Amin-Oberflächenaktives-Mittel, welches die Struktur:
aufweist, wobei R ein C₁₂-C₂₂-aliphatischer Kohlenwasserstoff ist; R' unabhängig auswählbar ist aus Wasserstoff oder C₁- bis C₃-Alkyl; A gleich NH oder O ist, und 1 ≤ x + y ≤ 3. In einem solchen anschaulichen Verfahren wird nach Bildung des Filterkuchens der Filterkuchen einem Phasenwechselverschiebungsmittel ausgesetzt, ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus aliphatischen Aminsäuren, Salzen von aliphatischen Aminsäuren und Kombinationen davon. In einer bevorzugten anschaulichen Ausführungsform wird das Phasenwechsel-verschiebungsmittel in der Form einer Tablette bereitgestellt, wobei die Tablette ein Trägerfluid, ein Viskositätserhöhungsmittel und das Phasenwechselverschiebungsmittel umfasst. Das Phasenwechselverschiebungsmittel kann ausgewählt werden aus Ethylendiamintetraessigsäure, Alkalimetallsalzen von Ethylendiamintetraessigsäure und Kombinationen von diesen und ähnlichen Verbindungen. Wenn ein Trägerfluid verwendet wird, ist es bevorzugt, dass es eine wässrige Alkalisalzlösung ist, und stärker bevorzugt, eine Kaliumchloridlösung ist. Ausserdem ist in einer bevorzugten anschaulichen Ausführungsform das Viskositätserhöhungsmittel ein kompatibles Viskositätserhöhungsmittel, wie etwa eine Hydroxyethylcellulose.
Während die Ausrüstung, die Zusammensetzungen und die Verfahren – oben offenbart – in Form von bevorzugten oder anschaulichen Ausführungsformen beschrieben wurden, ist es für die Fachleute augenscheinlich, dass Variationen für das hierin beschriebene Verfahren angewendet werden können, ohne von dem Konzept und dem Umfang des beanspruchten Gegenstands abzuweichen. Alle solche ähnliche für die Fachleute augenscheinliche Substitutionen und Modifikationen, werden dahingehend betrachtet, dass sie innerhalb des Umfangs und des Konzepts des beanspruchten Gegenstands, wie in den folgenden Patentansprüchen angegeben ist, liegen. Tabelle 1 Zusammenfassung der Eignungstests

Lsg. = Lösung
Surf = Oberflächenaktives Mittel
HEC = Hydroxyethylcellulose
DPCA-Lösung = delayed phase changing agent solution Phasenwechselverschiebungsmittel-Lösung

Angesichts der obigen Ergebnisse sollte der Fachmann erkennen, dass a) eine 30 Minuten "Heißrolle", die Beta-Phase von verbleibendem Filterkuchen (filter cakes) simulierend, zeigte, dass die Filterkuchen intakt blieben, wenn das Aufbrechmittel (breaker) mit 40 ppg Hydroxyethylcellulose (HEC) "präpariert" (slicked) wird, weitere Aufbrechmittel, welche "nicht präpariert" waren, zeigten eine verhältnismäßig gute Dispersion der Filterkuchen und b) 10-Stunden langes statisches Altern, Simulieren von Isolation des seitlichen, restlichem FAZEPRO-Filterkuchen, und Aufbrechmitteln (breakers) zeigten, dass die Filterkuchen ohne weiteres in der oben formulierten Aufbrechverschiebungslösung (delayed breaker solution) mit Konzentrationen von 20 % und höher dispergierten.

Aufgrund eines Überblicks über die obige Offenbarung, sollte der Fachmann verstehen und sollte erkennen, dass eine anschauliche Ausführungsform des offenbarten Gegenstands der vorliegenden Erfindung ein Verfahren zum Steuern der Inversion eines Bohrfluids umfasst, wobei das Bohrfluid umfasst: ein ölartiges Fluid; ein nicht-ölartiges Fluid; ein Amin-Oberflächenaktives-Mittel, welches die Struktur:
aufweist, wobei R ein C₁₂-C₂₂-aliphatischer Kohlenwasserstoff ist; R' unabhängig auswählbar ist aus Wasserstoff oder C₁- bis C₃-Alkyl; A gleich NH oder O ist, und 1 ≤ x + y ≤ 3. Das anschauliche Verfahren umfasst das Mischen des Bohrfluids mit einem Phasenwechselverschiebungsmittel (delayed phase changing agent), ausgewählt aus aliphatischen Aminsäuren, Salzen von aliphatischen Aminsäuren und Kombinationen davon. In einer bevorzugten anschaulichen Ausführungsform wird das Phasenwechselverschiebungsmittel in der Form einer Tablette (pill) bereitgestellt, wobei die Tablette ein Trägerfluid (carrier fluid), ein Viskositätserhöhungsmittel und das Phasenwechselverschiebungsmittel umfasst. Das Phasenwechselverschiebungsmittel kann ausgewählt werden aus Ethylendiamintetraessigsäure, Alkalimetallsalzen von Ethylendiamintetraessigsäure und Kombinationen von diesen und ähnlichen Verbindungen. Wenn ein Trägerfluid verwendet wird, ist es bevorzugt, dass es eine wässrige Alkalisalzlösung ist, und stärker bevorzugt, eine Kaliumchloridlösung ist. Ausserdem ist in einer bevorzugten anschaulichen Ausführungsform das Viskositätserhöhungsmittel ein kompatibles Viskositätserhöhungsmittel, wie etwa eine Hydroxyethylcellulose.
Es sollte auch erkannt werden und verstanden werden, dass die vorliegende Offenbarung auch ein Verfahren zum Steuern der Benetzbarkeit (wettability) eines Filterkuchens umfasst. Der Filterkuchen wird vorzugsweise während Bohren einer unterirdischen Formation gebildet unter Verwendung eines Bohrfluids, welches umfasst: ein ölartiges Fluid; ein nicht-ölartiges Fluid; ein Amin-Oberflächenaktives-Mittel, welches die Struktur:
aufweist, wobei R ein C₁₂-C₂₂-aliphatischer Kohlenwasserstoff ist; R' unabhängig auswählbar ist aus Wasserstoff oder C₁- bis C₃-Alkyl; A gleich NH oder O ist, und 1 ≤ x + y ≤ 3. In einem solchen anschaulichen Verfahren wird nach Bildung des Filterkuchens der Filterkuchen einem Phasenwechselverschiebungsmittelausgesetzt, ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus aliphatischen Aminsäuren, Salzen von aliphatischen Aminsäuren und Kombinationen davon. In einer bevorzugten anschaulichen Ausführungsform wird das Phasenwechselverschiebungsmittel in der Form einer Tablette bereitgestellt, wobei die Tablette ein Trägerfluid, ein Viskositätserhöhungsmittel und das Phasenwechselverschiebungsmittel umfasst. Das Phasenwechselverschiebungsmittel kann ausgewählt werden aus Ethylendiamintetraessigsäure, Alkalimetallsalzen von Ethylendiamintetraessigsäure und Kombinationen von diesen und ähnlichen Verbindungen. Wenn ein Trägerfluid verwendet wird, ist es bevorzugt, dass es eine wässrige Alkalisalzlösung ist, und stärker bevorzugt, eine Kaliumchloridlösung ist. Ausserdem ist in einer bevorzugten anschaulichen Ausführungsform das Viskositätserhöhungsmittel ein kompatibles Viskositätserhöhungsmittel, wie etwa eine Hydroxyethylcellulose.

Claims

Verfahren zum Steuern der Inversion eines Bohrfluids, wobei das Bohrfluid umfasst: ein ölartiges Fluid; ein nicht-ölartiges Fluid; ein Amin-Oberflächenaktives-Mittel, welches die Struktur
aufweist, wobei R ein C₁₂-C₂₂-aliphatischer Kohlenwasserstoff ist; R' unabhängig auswählbar ist aus Wasserstoff oder C₁- bis C₃-Alkyl; A gleich NH oder O ist, und 1 ≤ x + y ≤ 3, wobei das Verfahren umfasst das Mischen des Bohrfluids mit einem Phasenwechselverschiebungsmittel, ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus aliphatischen Aminsäuren, Salzen von aliphatischen Aminsäuren und Kombinationen davon.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Phasenwechselverschiebungsmittel ausgewählt wird aus der Gruppe bestehend aus Ethylendiamintetraessigsäure, Alkalimetallsalzen von Ethylendiamintetraessigsäure und Kombinationen davon.
Verfahren nach einem der Ansprüche 1 und 2, wobei das Phasenwechselverschiebungsmittel in der Form einer Tablette bereitgestellt wird, wobei die Tablette ein Trägerfluid, ein Viskositätserhöhungsmittel und das Phasenwechselverschiebungsmittel umfasst.
Verfahren nach Anspruch 3, wobei das Trägerfluid eine wässrige Alkalisalzlösung ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 3 und 4, wobei das Viskositätserhöhungsmittel eine Hydroxyethylcellulose ist.
Verfahren zum Steuern der Benetzbarbeit eines Filterkuchens, wobei der Filterkuchen während Bohren einer unterirdischen Formation gebildet wird, unter Verwendung eines Bohrfluids, umfassend ein ölartiges Fluid; ein nicht-ölartiges Fluid; ein Amin-Oberflächenaktives-Mittel, welches die Struktur
aufweist, wobei R ein C₁₂-C₂₂-aliphatischer Kohlenwasserstoff ist; R' unabhängig auswählbar ist aus Wasserstoff oder C₁- bis C₃-Alkyl; A gleich NH oder O ist, und 1 ≤ x + y ≤ 3, wobei das Verfahren umfasst das Aussetzen des Filterkuchens einem Phasenwechselverschiebungsmittel, ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus aliphatischen Aminsäuren, Salzen von aliphatischen Aminsäuren und Kombinationen davon.
Verfahren nach Anspruch 6, wobei das Phasenwechselverschiebungsmittel ausgewählt wird aus der Gruppe bestehend aus Ethylendiamintetraessigsäure, Alkalimetallsalzen von Ethylendiamintetraessigsäure und Kombinationen davon.
Verfahren nach einem der Ansprüche 6 und 7, wobei das Phasenwechselverschiebungsmittel in der Form einer Tablette bereitgestellt wird, wobei die Tablette ein Trägerfluid, ein Viskositätserhöhungsmittel und das Phasenwechselverschiebungsmittel umfasst.
Verfahren nach Anspruch 8, wobei das Trägerfluid eine wässrige Alkalisalzlösung ist.
Verfahren nach einem der Ansprüche 8 und 9, wobei das Viskositätserhöhungsmittel eine Hydroxyethylcellulose ist.