DE60212975T2 - Thermisch stabile bohrlochflüssigkeit hoher dichte - Google Patents

Thermisch stabile bohrlochflüssigkeit hoher dichte Download PDF

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Description

  • Hintergrund der Erfindung
  • Gebiet der Erfindung
  • Die Erfindung bezieht sich allgemein auf Flüssigkeiten zum Bohren von Bohrlöchern und zur Verrohrung. Spezifischer bezieht sich die vorliegende Erfindung auf thermisch stabile Bohrlochflüssigkeiten auf Basis von Salzsole und von hoher Dichte.
  • Technischer Hintergrund
  • Während des Bohrens oder Verrohrens von Bohrlöchern in Erdformationen werden typischerweise verschiedene Flüssigkeiten im Bohrloch aus einer Vielfalt von Gründen verwendet. Die Flüssigkeit ist oft auf Basis von Wasser. Für die Zwecke hier wird auf solche Flüssigkeit als „Bohrflüssigkeit" Bezug genommen. Allgemeine Verwendungen für Bohrflüssigkeiten schließen ein: Schmierung und Kühlung der Schneidflächen von Bohrmeißeln während des Bohrens allgemein oder während des Drilling-in (z.B. beim Bohren in einer angestrebten erdölhaltigen Formation), Transport von „Schneidabfall" (Stücken der Formation, die aufgrund der schneidenden Wirkung der Zähne auf einem Bohrmeißel Iosgerissen wurden) an die Oberfläche, Kontrollieren des Flüssigkeitsdrucks der Formation, um Ausbrüche zu verhindern, Aufrechterhaltung der Bohrlochstabilität, in Schwebe-Halten der Feststoffe im Bohrloch, Minimieren der Flüssigkeitsverluste in die Formation hinein und Stabilisieren der Formation, durch welche das Bohrloch gebohrt wird, Durchbrechen der Formation in der Nachbarschaft des Bohrlochs, Verdrängen der Flüssigkeit innerhalb des Bohrlochs mit einer anderen Flüssigkeit, Reinigen des Bohrlochs, Testen des Bohrlochs, Flüssigkeit verwendet für das Einsetzen eines Dichtungsstücks im Bohrgestänge (Packer), Aufgeben des Bohrlochs oder Vorbereiten des Bohrlochs für die Aufgabe und Behandlung des Bohrlochs oder der Formation auf eine andere Weise.
  • Eine Frage, die bei den Bohrarbeiten auftritt, bezieht sich auf die thermische Stabilität der Bohrflüssigkeiten. Die Temperaturen in unterirdischen Formationen steigen allgemein um ungefähr 0,5–1 °C (Gradient schwankt mit dem Ort) pro hundert Fuß Tiefe. Viele Bohrflüssigkeiten enthalten Additive, die ernstem chemischen Abbau in der Gegenwart erhöhter Temperaturen unterliegen können, die zu einer Vielfalt von Problemen führen können.
  • Salzsolen (solche wie z.B. wässeriges CaBr2) werden allgemein als Bohrflüssigkeiten genutzt wegen ihres weiten Dichtebereichs und der Tatsache, dass Salzsolen typischerweise im Wesentlichen frei von suspendierten Feststoffen sind. Außerdem werden Salzsolen oft verwendet, um eine geeignete Dichte für die Verwendung bei den Bohrarbeiten für ein Bohrloch zu erreichen. Typischerweise enthalten die Salzsolen Salze der Halogenide von ein- oder zweiwertigen Kationen wie solchen von Natrium, Kalium, Kalzium und Zink. Salzsolen dieses Typs auf Basis von Chlorid wurden in der Erdölindustrie für mehr als 50 Jahre eingesetzt; und Salzsolen auf Basis von Bromid für wenigstens 25 Jahre; aber Salzsolen auf Basis von Formiat sind in der Industrie nur in der vergleichsweise jüngsten Zeit (annähernd den letzten zehn Jahren) in weitem Ausmaß verwendet worden. Ein zusätzlicher Vorteil der Verwendung von Salzsolen ist der, dass Salzsolen typischerweise nicht bestimmte Typen von unterirdischen Formationen schädigen und dass für Formationen, bei denen gefunden wurde, dass sie mit dem einen Typ Salzsole ungünstig zusammenwirken, oft ein anderer Typ Salzsole verfügbar ist, der mit der Formation nicht ungünstig zusammenwirkt.
  • Typischerweise wird zu Bohrflüssigkeiten auf Basis von Salzsole eine Vielfalt von Verbindungen zugesetzt. Beispielsweise kann eine Bohrflüssigkeit auf Basis von Salzsole auch Verdickungsmittel, Korrosionsinhibitoren, Schmiermittel, Additive zur pH-Wert-Kontrolle, Tenside, Lösemittel und/oder Streckmittel unter anderen Additiven einschließen. Einige typische Viskosität erhöhende Additive für Bohrflüssigkeiten auf Basis von Salzsole schließen natürliche Polymere und deren Derivate wie z.B. Xanthangummi und Hydroxyethylcellulose (HEC) ein. Außerdem kann eine große Vielfalt an Polysacchariden und Derivaten von Polysacchariden verwendet werden, wie sie im Stand der Technik gut bekannt sind.
  • Einige Additive auf Basis von synthetischem Polymer und Oligomer werden auch oft als Verdickungsmittel eingesetzt wie z.B. Poly(ethylenglycol) (PEG), Poly(diallylamin), Poly(acrylamid), Poly(aminomethylpropylsulfonat [AMPS]), Poly(acrylnitril), Poly(vinylacetat), Poly(vinylalkohol), Poly(vinylamin), Poly(vinylsulfonat), Poly(styrolsulfonat), Poly(acrylat), Poly(methylacrylat), Poly(methacrylat), Poly(methylmethacrylat), Poly(vinylpyrrolidon), Poly(vinyllactam) und co-, ter- und quater-Polymere der folgenden Comonomere: Ethylen, Butadien, Isopren, Styrol, Divinylbenzen, Divinylamin, 1,4-Pentadien-3-on (Divinylketon), 1,6-Heptadien-4-on (Diallylketon), Diallylamin, Ethylenglycol, Acrylamid, AMPS, Acrylnitril, Vinylacetat, Vinylalkohol, Vinylamin, Vinylsulfonat, Styrolsulfonat, Acrylat, Methylacrylat, Methacrylat, Methylmethacrylat, Vinylpyrrolidon und Vinyllactam.
  • Ein Beispiel dafür, wie eine Bohrflüssigkeit auf Basis von Salzsole in Verbindung mit den oben aufgeführten Polymeren und Oligomeren verwendet werden kann, wird im Folgenden ausgeführt. Wenn das Bohren zu der Tiefe fortschreitet, in der eine Kohlenwasserstoff führende Formation durchbohrt wird, kann besondere Sorgfalt erforderlich sein, um die Stabilität der Bohrung aufrechtzuerhalten. Beispiele von Formationen, in denen Stabilitätsprobleme oft auftreten, schließen stark durchlässige und/oder wenig verfestigte Formationen ein. In diesen Typen von Formationen kann eine Bohrtechnik verwendet werden, die als „Under-Reaming" bekannt ist. Beim Under-Reaming wird das Bohrloch gebohrt, um eine Kohlenwasserstoff führende Zone unter Verwendung konventioneller Techniken zu durchdringen. Allgemein wird eine Hülle im Bohrloch bis zu einem Punkt gerade oberhalb der Kohlenwasserstoff führenden Zone gesetzt. Die Kohlenwasserstoff führende Zone kann dann wieder aufgebohrt werden, zum Beispiel unter Verwendung eines Einweg-Under-Reamer, der den Durchmesser des bereits gebohrten Bohrlochs unterhalb der Hülle vergrößert.
  • Under-Reaming wird üblicherweise unter Verwendung spezieller „sauberer" Bohrflüssigkeiten durchgeführt. Typische Bohrflüssigkeiten wie sie beim Under-Reaming eingesetzt werden, sind teure, wässerige, dichte Salzsolen, die mit einem Geliermittel und/oder vernetztem Polymer zur Unterstützung des Entfernens von Schneidabfall der Formation auf ihre Viskosität eingestellt sind. Die hohe Durchlässigkeit der als Ziel vorgegebenen Formation kann dennoch ermöglichen, dass große Mengen an Bohrflüssigkeit in die Formation hinein verloren gehen. Wenn einmal die Bohrflüssigkeit in die Formation hinein verloren ist, wird es schwierig, diese zu entfernen. Salzsolen von Kalzium- und Zinkbromid können hochstabile, saure, unlösliche Verbindungen bilden, wenn sie mit der Formation oder darin enthaltenen Substanzen reagieren. Diese Reaktion kann die Durchlässigkeit der Formation für einen nachfolgenden Ausfluss der angestrebten Kohlenwasserstoffe verringern. Einer der wirksamsten Wege, um solchen Schaden an der Formation zu verhindern, ist, den Flüssigkeitsverlust in die Formation hinein zu begrenzen.
  • Daher ist das Bereitstellen einer wirksamen Kontrolle des Flüssigkeitsverlusts sehr wünschenswert, um das Schädigen der Formation zu verhindern, zum Beispiel bei der Verrohrung, beim Bohren, Drill-in, Verdrängen, hydraulischen Brechen, Wiederaufwältigen (work-over), Eindringen von Dichtungsflüssigkeit oder bei Instandhalten, Bohrlochbehandeln oder Testarbeiten. Techniken, die entwickelt wurden, um den Flüssigkeitsverlust zu kontrollieren, schließen den Einsatz von Flüssigkeitsverlust-„Pills" ein. Bemerkenswerte Forschung ist darauf gerichtet worden, geeignete Materialien für die Flüssigkeitsverlust-Pills zu ermitteln und ebenso die Eigenschaften der Flüssigkeitsverlust-Pills zu kontrollieren und zu verbessern. Typischerweise arbeiten Flüssigkeitsverlust-Pills durch Verstärken des Aufbaus von Filterkuchen an den Flächen der Formation, um den Flüssigkeitsstrom aus dem Bohrloch in die Formation hinein zu hemmen.
  • Wegen der hohen Temperaturen, der hohen Scherwirkung (verursacht durch das Pumpen und Placement), der hohen Drucke und des geringen pH-Werts, welchen die Flüssigkeiten oft ausgesetzt sind (z.B. „Stressbedingungen"), neigen die oben beschriebenen polymeren Additive, die zur Bildung von Flüssigkeitsverlust-Pills und zur Anhebung der Viskosität der Bohrflüssigkeiten verwendet werden, recht schnell abgebaut zu werden. Außerdem können sich, sogar in Bohrflüssigkeiten ohne diese polymeren Additive, andere in der Bohrflüssigkeit anwesende chemische Substanzen zersetzen oder unerwünschten Reaktionen unterliegen. Bohrflüssigkeiten auf Basis von Salzsole werden daher für eine Vielfalt an Anwendungen in der Bohrtechnik eingesetzt, sowohl mit, als auch ohne polymere Additive. Die Steigerung der thermischen Stabilität von Bohrflüssigkeiten auf Basis von Salzsole ist daher von hoher Bedeutung.
  • Das Patent US 4,900,457 (das Patent '457) beschreibt ein Verfahren zum Anheben der thermischen Stabilität dieser Bohrflüssigkeiten. Insbesondere offenbart das Patent '457 eine wässerige Polysaccharid-Zusammensetzung, die 0,03 bis 5 % Gewicht pro Volumen (Gewicht/Volumen) eines wasserlöslichen Polysaccharids, 5 bis 120 % Gewicht/Volumen an wenigstens einem Salz von wenigstens einem mono- oder divalenten Kation, wobei wenigstens 0,05 % Gewicht/Volumen basierend auf der Zusammensetzung des wenigstens einen Salzes Formiat ist, wobei der Rest des Salzes, soweit vorhanden, aus wenigstens einem Halid zusammengesetzt ist. Weiterhin legt das Patent '457 den am meisten bevorzugten Gehalt des Formiats von 10 % Gewicht/Volumen fest.
  • Das Patent US 5,804,535 , die EP Patentanmeldung EP 0 572 113 A , die PCT Patentanmeldung WO 97/26311 A offenbaren Wandbohr- und Wartungsflüssigkeit mit Salzmischungen, bei denen die Salzkonzentrationen nicht größer als 2160 kg/m3 sind (siehe Patent US 5,804,535 ).
  • Bohrflüssigkeiten auf Basis von Salzsole und von hoher Dichte sind für eine Vielfalt an Anwendungen von zunehmender Bedeutung geworden wie z.B. für die Verrohrung. Einhergehend mit hohen Dichten müssen diese Bohrflüssigkeiten auf Basis von Salzsole auch thermisch stabil sein. Deswegen werden Bohrflüssigkeiten auf Basis von Salzsole sowie von hoher Dichte und thermischer Stabilität für die Verwendung in einer Vielfalt an Anwendungen benötigt.
  • Zusammenfassung der Erfindung
  • In einem Aspekt bezieht sich die vorliegende Erfindung auf eine thermisch stabile Bohrflüssigkeit von hoher Dichte, wobei die Bohrflüssigkeit Wasser und ein Salz enthält, wobei das Salz wenigstens ein Ameisensäuresalz enthält und wobei ein Gewicht-zu-Volumen Verhältnis des Salzes in der Bohrflüssigkeit innerhalb des Bereichs von wenigstens 230,42 % bis etwa 400 % liegt.
  • In einem anderen Aspekt bezieht sich die vorliegende Erfindung auf ein Verfahren zum Behandeln eines Bohrlochs, welches das Einbringen einer Bohrlochbehandlungsflüssigkeit in das Bohrloch umfasst, wobei die Bohrlochbehandlungsflüssigkeit Wasser und ein Salz enthält, wobei das Salz wenigstens ein Ameisensäuresalz umfasst und wobei das Gewicht-zu-Volumen Verhältnis des Salzes, das in der Bohrflüssigkeit enthalten ist, innerhalb des Bereichs von wenigstens 230,42 % bis etwa 400 % liegt.
  • Andere Aspekte und Vorteile der Erfindung werden aus der nachfolgenden Beschreibung und den beigefügten Ansprüchen erkennbar.
  • Detaillierte Beschreibung
  • Im Allgemeinen bezieht sich die vorliegende Erfindung auf Zusammensetzungen und Verfahren zum Verwenden von Bohrflüssigkeiten hoher Dichte und thermischer Stabilität (wie zum Beispiel auf unschädlich machende Flüssigkeiten oder Flüssigkeitsverlustkontroll-Pills), die Stressbedingungen über ausgedehnte Zeiträume ohne wesentlichen Flüssigkeitsverlust oder ohne Verlust von wünschenswerten rheologischen Eigenschaften aushalten können. Die Stressbedingungen können zum Beispiel die Einwirkung hoher Scherwirkung beim Pumpen und Placement, die Einwirkung von oxidierenden Breakers (einschließlich Sauerstoff in der Flüssigkeit gelöst), die Einwirkung von Salzsolen, die einen hohen Gehalt an divalenten Kationen aufweisen, hohe Temperaturen, hohe Differenzdrucke, geringen pH-Wert, ausgedehnte Zeiträume und eine Kombination von zwei oder mehr von solchen Stressbedingungen einschließen. Diese Flüssigkeiten werden vorteilhaft beim oder in Verbindung mit dem Bohren, Drill-in, Verdrängen, Verrohren, hydraulischen Brechen, Wiederaufwältigen (work-over), Eindringen von Dichtungsflüssigkeit oder Instandhalten, Bohrlochbehandeln, Testen oder Aufgabe verwendet.
  • Spezifischer bezieht sich die vorliegende Erfindung auf Bohrflüssigkeiten auf Basis von Salzsole von hoher Dichte und thermischer Stabilität sowie auf Verfahren zur Verwendung derselben. Die Fachleute auf diesem Fachgebiet werden es zu schätzen wissen, dass 1 % Gewicht/Volumen (ein Prozent Gewicht-zu-Volumen Verhältnis) einer Konzentration von 10 kg/m3 (10 g/l) der Zusammensetzung entspricht. Daher wird das Gewicht-zu-Volumen Verhältnis, wie definiert, Gramm desgelösten Stoffes (Salz) in Litern der Lösung verkörpern, und es schließt Salz ein, das bei Raumtemperatur entweder gelöst oder suspendiert in der Lösung vorliegt, insofern als besagtes suspendiertes Salz bei einer höheren Temperatur löslich werden kann. Im Besonderen offenbart die vorliegende Erfindung Formiat enthaltende Bohrflüssigkeiten, die ein Gewicht-zu-Volumen Verhältnis von mehr als 120 % bis zu ungefähr 400 % aufweisen. Die vorliegende Erfindung umfasst Zusammensetzungen, die als anodische Komponente der Salzlösung nur Formiat enthalten, sowie auch Systeme mit Salzgemischen. „Wirksam", wie durchgängig in der Beschreibung verwendet, bedeutet einfach einen Gehalt, der ausreicht, um die Temperaturstabilität einer gegebenen Bohrflüssigkeit um einen messbaren Betrag zu steigern.
  • Um Zusammensetzungen von verschiedenen Ausführungsvarienten der Erfindung zu testen, werden die Flüssigkeitsverlusteigenschaften der nachfolgend beschriebenen Zusammensetzungen folgendermaßen bestimmt. Die Flüssigkeitsverlusttests von einer Zeitdauer im Bereich von 30 Sekunden bis zu 48 Stunden wurden in einem API Standardhochdruckhochtemperatur(HPHT)-Apparat durchgeführt (Ref.: API 13-B1 mit einer Modifizierung: Ersetzen einer Aloxite oder einer keramischen Scheibe durch Papier). Die beim Erhalt der unteren Ablesungen verwendete Testtemperatur wurde vorher festgelegt wie zum Beispiel in Übereinstimmung mit einer Temperatur am unteren Loch, bei der die Flüssigkeit im Feld verwendet werden wird.
  • Der HPHT-Apparat wurde bei 500 psig Differenzdruck unter Verwendung zum Beispiel einer Scheibe des Nennwerts 65 milliDarcy aus Aloxite (HPHT-Zelle) laufen gelassen. Im Allgemeinen wird für die Flüssigkeitsverlusttests eine 500 ml HPHT-Zelle in den HPHT-Apparat eingeführt, welche dann unter Druck gesetzt und auf eine vorbestimmte Temperatur aufgeheizt wird. Ein Ausgussventil, das am HPHT-Apparat angebracht ist, wird dann geöffnet, und das Volumen eines Filtrats wird in Abhängigkeit von der Zeit gemessen. Mit der Diskussion der obigen Testmethode wird keine Begrenzung des Umfangs der vorliegenden Erfindung beabsichtigt. Vielmehr sollte keine Begrenzung auf den Umfang der Erfindung durch die Diskussion der Verwendung von solchen Flüssigkeiten als Flüssigkeitsverlustkontroll-Pills gerichtet werden. Zum Beispiel liegt es ausdrücklich im Umfang der vorliegenden Erfindung, dass die im Folgenden beschriebenen Zusammensetzungen als irgendein Typ einer Bohrflüssigkeit verwendet werden können.
  • In einer ersten Ausführungsform wurde ein „Formulierung 3" genanntes Gemisch in der folgenden Weise vorbereitet. Ein trockenes Reagens, das 2 Gramm eines Scleroglucan (einem Biopolymer) als ein trockenes Reagens enthielt, wurde mit 23,6 Gramm Cäsiumcarbonat (im Vergleich mit Kaliumcarbonat der vorherigen zwei Formulierungen) als einem trockenen Reagens gemischt. Zu diesem Gemisch wurden dann 10 Gramm modifizierte Stärke als ein trockenes Reagens zugegeben. 361,9 Gramm Cäsiumbromid wurden dann als ein trockenes Reagens dem Gemisch zugesetzt. Als nächstes wurden 100 Gramm Calciumcarbonat als ein trockenes Reagens zugegeben. Das Gemisch aus trockenen Reagentien wurde dann unter Rühren zu 247,45 mL von 2,3 kg/l (19,2 ppg) Cäsiumformiat-Salzsole-Lösung zugegeben. Das Gewicht-zu-Volumen Verhältnis des Salzes in der resultierenden Zusammensetzung wurde zu 360,33 % bestimmt.
  • In einer anderen Ausführungsform wurde ein „Formulierung 6" genanntes Gemisch in der folgenden Weise vorbereitet. Ein trockenes Reagens, das 2 Gramm eines Scleroglucan (einem Biopolymer) enthielt, wurde mit 23,6 Gramm Cäsiumcarbonat (im Vergleich mit Kaliumcarbonat der vorherigen zwei Formulierungen) als einem trockenen Reagens gemischt. Zu diesem Gemisch wurden dann 10 Gramm modifizierte Stärke als ein trockenes Reagens zugegeben. 7,24 Gramm Cäsiumbromid wurden dann als ein trockenes Reagens dem Gemisch zugesetzt. Als nächstes wurden 100 Gramm Calciumcarbonat als ein trockenes Reagens zugegeben. Das Gemisch aus trockenen Reagentien wurde dann unter Rühren zu 247,45 mL von 2,3 kg/l (19,2 ppg) Cäsiumformiat-Salzsole-Lösung zugegeben. Das Gewicht-zu-Volumen Verhältnis des Salzes in der resultierenden Zusammensetzung wurde zu 230,42 % bestimmt. Bei Raumtemperatur blieben das gesamte Cäsiumcarbonat und Cäsiumbromid in Lösung.
  • In einer anderen Ausführungsform wurde ein „Formulierung 7" genanntes Gemisch in der folgenden Weise vorbereitet. Ein trockenes Reagens, das 0,75 Gramm Xanthangummi (einem Biopolymer) enthielt, wurde mit 6 Gramm modifizierte Stärke als einem trockenen Reagens gemischt. 361,9 Gramm Cäsiumbromid wurden dann als ein trockenes Reagens dem Gemisch zugesetzt. Als nächstes wurden 35 Gramm Calciumcarbonat als ein trockenes Reagens zugegeben. Das Gemisch aus trockenen Reagentien wurde dann unter Rühren zu 311,15 mL von 2,34 kg/l (19,5 ppg) Cäsiumformiat-Salzsole-Lösung (84,4 Gew.-% Cäsiumformiat) zugegeben. Das Gewicht-zu-Volumen Verhältnis des Salzes in der resultierenden Zusammensetzung wurde zu 298,15 % bestimmt. Bei Raumtemperatur blieb das gesamte Cäsiumbromid in Lösung.
  • Während die oben genannten Ausführungsformen spezielle Zusammensetzungen und eine spezielle Verwendung (z.B. als ein Flüssigkeitsverlustkontroll-Pill) beschreiben, liegt es ausdrücklich im Umfang der vorliegenden Erfindung, dass thermisch stabile Bohrflüssigkeiten von hoher Dichte wie solchen, die oben beschrieben sind, für eine Vielfalt an Zwecken im Zusammenhang mit dem Bohren von Bohrlöchern verwendet werden können, sei es, dass eine spezielle Bohrflüssigkeit ein Polymer enthält oder nicht. Außerdem, wenn auch auf spezielle Salze Bezug genommen wurde, ist es ausdrücklich im Umfang der vorliegenden Erfindung, dass andere Salzgemische in Verbindung mit den oben beschriebenen Formiaten verwendet werden können. Beispielsweise wird es für jemanden mit durchschnittlicher Fachkenntnis klar, dass andere Salze verwendet werden können wie z.B. CaBr2, ZnCl2, CaBr2, ZnBr2, NaCl, KCl, NH4Cl, MgCl2, Seewasser, Na2S2O3 und deren Kombinationen. Weiterhin ist es ausdrücklich im Umfang der vorliegenden Erfindung, dass Kombinationen von Ameisensäuresalzen verwendet werden können. Beispielsweise können Kalium- und Cäsiumformiate allein oder in Kombination verwendet werden. Andere Ameisensäuresalze können ebenso in Kombination verwendet werden.
  • Weiter, während die oben beschriebenen Ausführungsformen eine spezielle Reihenfolge der Zugabe der Reagentien beschreiben, ist dadurch keine Beschränkung des Umfangs beabsichtigt. Weiter, während die oben beschriebenen Ausführungsformen spezielle Gewicht-zu-Volumen Verhältnisse des Salzes beschreiben, ist es ausdrücklich im Umfang der vorliegenden Erfindung, dass ein Bereich von Gewicht-zu-Volumen Verhältnissen des Salzes zwischen größer als 230,42 % bis etwa 400 % verwendet wird. Vorzugsweise liegt das Gewicht-zu-Volumen Verhältnis des Salzes bei etwa 230,42 % bis 350 %. Besonders bevorzugt liegt das Gewicht-zu-Volumen Verhältnis des Salzes bei etwa 230,42 % bis 300 %.
  • Während die Erfindung mit Bezug auf eine begrenzte Zahl von Ausführungsformen beschrieben worden ist, werden diejenigen, die auf dem Fachgebiet erfahren sind, von dieser Offenbarung Nutzen ziehen und werden es zu schätzen wissen, dass andere Ausführungsformen ausgesonnen werden können, welche sich nicht vom Umfang der Erfindung entfernen, wie sie hierin offenbart ist. Entsprechend soll der Umfang der Erfindung nur durch die beigefügten Ansprüche begrenzt sein.

Claims (18)

  1. Eine Bohrflüssigkeit enthaltend: Wasser und ein Salz, wobei das Salz wenigstens ein Ameisensäuresalz enthält, wobei ein Gewicht zu Volumen-Verhältnis des Salzes in der Bohrflüssigkeit innerhalb eines Bereichs von mehr als 230,42 bis etwa 400 % w/v liegt, wobei 1 % w/v einer Konzentration von 10 g Salz pro Liter der Lösung entspricht, wobei Salz einbezogen ist, das bei Raumtemperatur entweder gelöst oder suspendiert sein kann, insofern das besagte suspendierte Salz bei einer höheren Temperatur löslich werden kann.
  2. Die Bohrflüssigkeit nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass sie weiterhin ein Viskositätshilfsmittel enthält.
  3. Die Bohrflüssigkeit entsprechend einem der Ansprüche 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass das wenigstens eine Ameisensäuresalz ein Cäsiumformiat oder eine Mischung aus Kaliumformiat und Cäsiumformiat enthält.
  4. Die Bohrflüssigkeit entsprechend einem der Ansprüche 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass das wenigstens eine Ameisensäuresalz Kaliumformiat enthält.
  5. Die Bohrflüssigkeit entsprechend einem der Ansprüche 3 oder 4, dadurch gekennzeichnet, dass es weiterhin ein Salz eines Halogens enthält.
  6. Die Bohrflüssigkeit entsprechend einem der Ansprüche 3 oder 4, dadurch gekennzeichnet, dass es weiterhin Natriumbromid enthält.
  7. Die Bohrflüssigkeit entsprechend einem der Ansprüche 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass das wenigstens eine Ameisensäuresalz Cäsiumformiat enthält.
  8. Die Bohrflüssigkeit entsprechend einem der Ansprüche 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass das Gewicht zu Volumen-Verhältnis des gesamten Salzgehaltes innerhalb eines Bereichs von 230,42 % bis etwa 350 % liegt.
  9. Die Bohrflüssigkeit entsprechend einem der Ansprüche 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass das Gewicht zu Volumen-Verhältnis des gesamten Salzgehaltes innerhalb eines Bereichs von 230,42 % bis etwa 300 % liegt.
  10. Ein Verfahren zum Behandeln eines Bohrlochs, das umfasst: Einbringen einer Bohrlochbehandlungsflüssigkeit in ein Bohrloch, wobei die Bohrlochbehandlungsflüssigkeit Wasser und ein Salz enthält, wobei das Salz wenigstens ein Ameisensäuresalz enthält, wobei der Salzgehalt in der Bohrflüssigkeit innerhalb des Bereichs von wenigstens 230,42 % bis etwa 400 % liegt, wobei 1 % w/v einer Konzentration von 10 g Salz pro Liter der Lösung entspricht, wobei Salz einbezogen ist, das bei Raumtemperatur entweder gelöst oder suspendiert sein kann, insofern das besagte suspendierte Salz bei einer höheren Temperatur löslich werden kann.
  11. Das Verfahren zum Behandeln eines Bohrlochs nach Anspruch 10, dadurch gekennzeichnet, dass es weiterhin umfasst: Einbringen eines Viskositätshilfsmittels.
  12. Das Verfahren entsprechend einem der Ansprüche 10 oder 11, dadurch gekennzeichnet, dass das wenigstens eine Ameisensäuresalz ein Cäsiumformiat oder eine Mischung aus Kaliumformiat und Cäsiumformiat enthält.
  13. Das Verfahren entsprechend einem der Ansprüche 10 oder 11, dadurch gekennzeichnet, dass das wenigstens eine Ameisensäuresalz Kaliumformiat enthält.
  14. Das Verfahren entsprechend einem der Ansprüche 12 oder 13, dadurch gekennzeichnet, dass es weiterhin ein Salz eines Halogens enthält.
  15. Das Verfahren entsprechend einem der Ansprüche 12 oder 13, dadurch gekennzeichnet, dass es weiterhin Natriumbromid enthält.
  16. Das Verfahren entsprechend einem der Ansprüche 10 oder 11, dadurch gekennzeichnet, dass das wenigstens eine Ameisensäuresalz Cäsiumformiat enthält.
  17. Das Verfahren entsprechend einem der Ansprüche 10 oder 11, dadurch gekennzeichnet, dass das Gewicht zu Volumen-Verhältnis des gesamten Salzgehaltes innerhalb eines Bereichs von etwa 230,42 % bis 350 % liegt.
  18. Das Verfahren entsprechend einem der Ansprüche 10 oder 11, dadurch gekennzeichnet, dass das Gewicht zu Volumen-Verhältnis des gesamten Salzgehaltes innerhalb eines Bereichs von etwa 230,42 % bis 300 % liegt.
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