DE60315263T2

DE60315263T2 - Auf öl basierende bohrflüssigkeiten mit hohem feststoffgehalt

Info

Publication number: DE60315263T2
Application number: DE60315263T
Authority: DE
Inventors: Arvind D. Sugarland PATEL; Reginald Houston BELL; Burhan Houston HOXHA; Jim Spring FRIEDHEIM
Original assignee: MI LLC
Current assignee: MI LLC
Priority date: 2002-01-31
Filing date: 2003-01-31
Publication date: 2008-05-08
Anticipated expiration: 2023-02-01
Also published as: EP1483353A1; DE60315263D1; WO2003064556A1; ATE368715T1; US20030158046A1; EP1483353B1; US6770602B2

Description

HINTERGRUND DER ERFINDUNG
Viele Arten von Flüssigkeiten wurden bei Bohrlochbohrungen, insbesondere im Zusammenhang mit dem Bohren von Öl- und Gasbohrlöchern, verwendet. Die Auswahl an Bohrloch-Bohrfluid auf Ölbasis beinhaltet eine sorgfältige Balance von sowohl den guten als auch schlechten Charakteristiken von solchen Fluiden in einer speziellen Anwendung. Die grundlegenden Vorteile der Auswahl von Bohrfluid auf Ölbasis beinhalten: Überragende Lochstabilität, insbesondere in Schieferformationen, Bildung eines dünneren Filterkuchens als der Filterkuchen, der mit einem Schlamm auf Wasserbasis erreicht wird, ausgezeichnete Schmierung des Bohrstranges und der Werkzeuge unten im Loch, Durchdringung von Salzbetten ohne Ablösung oder Vergrößerung des Lochs, sowie andere Vorteile, die dem Fachmann bekannt sein sollten. Eine besonders vorteilhafte Eigenschaft von Schlämmen auf Ölbasis ist ihre ausgezeichnete Schmierqualität. Diese Schmiereigenschaften erlauben das Bohren von Bohrlöchern mit einer signifikanten vertikalen Abweichung, wie es typisch für off-shore- oder Tiefwasserbohrarbeiten ist, oder wenn ein horizontales Bohrloch erwünscht ist. In solchen stark abweichenden Löchern sind Verdrillung und Widerstand des Bohrstranges ein signifikantes Problem, da die Bohrleitung an der unteren Seite des Loches anliegt und das Risiko von Leitungsfeststecken hoch ist, wenn Schlämme auf Wasserbasis verwendet werden. Im Gegensatz dazu stellen Schlämme auf Ölbasis einen dünnen glitschigen Filterkuchen zur Verfügung, der dabei hilft, das Steckenbleiben der Leitung zu vermeiden, und demzufolge kann die Verwendung von Schlamm auf Ölbasis gerechtfertigt werden.
Trotz der vielen Vorteile der Verwendung von Schlämmen auf Ölbasis haben sie Nachteile. Im Allgemeinen hat die Verwendung von Fluiden und Schlämmen auf Ölbasis hohe Anfangs- und Betriebskosten. Diese Kosten können, abhängig von der Tiefe des Loches, das gebohrt werden soll, signifikant sein. Oftmals können jedoch die höheren Kosten gerechtfertigt sein, wenn das Bohrfluid auf Ölbasis das Aushöhlen oder die Lochvergrößerung verhindert, was die Bohrzeit und -kosten stark erhöhen kann.
Im Allgemeinen sollten Bohrfluide unter Druck durch die Stränge der Bohrleitung hindurch nach unten pumpbar sein, dann durch und um die Bohrkopfkrone tief in der Erde herum und dann durch eine ringförmige Öffnung zwischen der Außenseite des Bohrschaftes und der Höhlenwand oder -gehäuse herum an die Erdoberfläche zurückkehren. Über das zur Verfügung stellen von Bohrschmierung und -Wirksamkeit, sowie die Verhinderung von Abnutzung hinaus, sollten Bohrfluide feste Teilchen zum Aussieben und Wegwerfen suspendieren und an die Oberfläche transportieren. Zusätzlich sollten die Fluide dazu fähig sein, zusätzliche Gewichtungsmittel (weighting agents) (um das spezifische Gewicht des Schlammes zu erhöhen), im Allgemeinen feingemahlene Barite (Bariumsulfaterz) und Transportton, sowie andere Substanzen, die dazu fähig sind, an der Bohrlochoberfläche anzuhaften und sie zu beschichten, zu suspendieren.
Bohrfluide werden allgemein als thixotrope Flüssigkeitssysteme charakterisiert. Das heißt, sie zeigen geringe Viskosität, wenn sie geschert werden, wie z.B. wenn sie zirkulieren (wie es während des Pumpens oder bei Kontakt mit der sich bewegenden Bohrkrone auftritt). Wenn die Scherwirkung jedoch angehalten wird, sollte das Fluid dazu fähig sein, die Feststoffe, welche es enthält, zu suspendieren, um Schwerkraftabtrennung vorzubeugen. Zusätzlich muss es, wenn sich das Bohrfluid unter Scherbedingungen befindet und nahezu. eine frei fließende Flüssigkeit ist, eine ausreichend hohe Viskosität aufrecht erhalten, um alle unerwünschten feinteiligen Materialien vom Boden des Bohrloches an die Oberfläche zu tragen. Die Bohrfluidformulierung sollte auch ermöglichen, das Bohrschnitt und anderes unerwünschtes feinteiliges Material zu entfernen oder auf andere Art und Weise aus der flüssigen Fraktion abzusetzen.
Demzufolge ist die Suche für ein verbessertes Additiv zur Modifizierung und Kontrolle der Feststoffverträglichkeitseigenschaften für Bohrfluide viele Jahre vorangeschritten, um Fluide zur Verfügung zu stellen, die effizient, leicht handhabbar und leicht verteilbar sind, sowie unter hoher Feststoffbelastung und anderen Breitbandbedingungen verwendbar sind.
ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
Die vorliegende Erfindung ist allgemein gerichtet auf eine Flüssigkeit mit einer Verwendbarkeit in unterirdischen Bohrlöchern mit verbesserten Feststoffverträglichkeitsfähigkeiten. Eine solche anschauliche Flüssigkeit beinhaltet eine Fettflüssigkeit und ein Feststoffverträglichkeitsmittel mit der Formel
wobei R eine C₆-C₂₀ aliphatische Gruppe ist und R' eine C₂-C₆ aliphatische Gruppe und x einen Wert von etwa 1 bis etwa 10 hat. In einer bevorzugten Ausführungsform der oben angegebenen Flüssigkeit ist die R'-Gruppe Ethyl oder Isopropyl. In einer weiteren bevorzugten Ausführungsform ist R ungesättigt mit zumindest einer Kohlenstoff-Kohlenstoff-Doppelbindung in seiner Kohlenstoffkette. Vorzugsweise ist die Fettflüssigkeit von etwa 30% bis etwa 99 Volumen-% der Gesamtmenge der Flüssigkeit. in einer anschaulichen und bevorzugten Ausführungsform ist die Fettflüssigkeit zu von etwa 5% bis etwa 100 Volumen-% der Fettflüssigkeit aus einem Material zusammengesetzt, ausgewählt aus Dieselöl, Mineralöl, synthetischem Öl, Ester, Ethern, Acetaten, Dialkylcarbonaten, Olefinen, Kombinationen aus diesen und anderen ähnlichen Flüssigkeiten, die bei der Formulierung von Bohrlochbohrflüssigkeiten verwendet werden.
Wahlweise kann die anschauliche Flüssigkeit weiterhin eine Nichtfettflüssigkeit enthalten. Eine solche Nichtfettflüssigkeit bildet vorzugsweise von etwa 1% bis etwa 70 Volumen-% der Gesamtflüssigkeit. In einer bevorzugten und anschaulichen Ausführungsform wird die Nichtfettflüssigkeit ausgewählt aus Seewasser, einer Lauge, enthaltend organische oder anorganisch gelöste Salze, einer Flüssigkeit, enthaltend mit Wasser mischbare organische Verbindungen, Kombinationen von diesen, sowie ähnliche Flüssigkeiten, die bei der Formulierung von ähnlichen Flüssigkeiten verwendet werden. Die anschauliche Flüssigkeit kann auch wahlweise Gewichtungs- oder Brückungsmittel (weighting- or bridging agents) beinhalten. In einer bevorzugten und anschaulichen Ausführungsform wird das Gewichtungs- oder Brückungsmittel ausgewählt aus Kaliumcarbonat, Dolomit, Siderit, Barit, Celestit, Eisenoxiden, Manganoxiden, Ulexit, Carnalit, Natriumchlorid, Kombinationen von diesen und ähnlichen Verbindungen, die bei der Formulierung von Bohr- und Bohrlochflüssigkeiten verwendet werden.
Zusätzlich zu den hier offenbarten Flüssigkeitszusammensetzungen beinhaltet die vorliegende Erfindung auch die Verwendung von solchen Flüssigkeiten bei der Bildung, Vollendung (recompletion) und Instandhaltung von unterirdischen Bohrlöchern. Somit beinhaltet eine solche anschauliche Ausführungsform ein Verfahren zur Bildung eines unterirdischen Bohrloches. Das anschauliche Verfahren beinhaltet das Bohren des unterirdischen Bohrloches mit einem rotierenden Bohrkopf und einer Bohrflüssigkeit, welche beinhaltet: eine kontinuierliche Phase auf Fettbasis und ein Feststoffverträglichkeitsmittel wie oben beschrieben. Andere Verfahren zur Verwendung der offenbarten Flüssigkeiten werden ebenfalls als Teil der vorliegenden Erfindung betrachtet. Solche andere Verfahren und Verwendungen beinhalten die Verwendung der oben angegebenen Flüssigkeiten als Dichtungsflüssigkeiten, Vollendungsflüssigkeiten, Überarbeitungsflüssigkeiten, zerbrechende Flüssigkeiten, Abstandsflüssigkeiten und andere solche Verwendungen für Bohrloch-Bohrflüssigkeiten, die im Stand der Technik bekannt sind.
Diese und andere Merkmale der vorliegenden Erfindung werden vollständiger in der folgenden Beschreibung der erfindungsgemäßen Ausführungsformen ausgeführt.
BESCHREIBUNG VON ANSCHAULICHEN AUSFÜHRUNGSFORMEN
Die vorliegende Erfindung ist allgemein gerichtet auf eine Bohrloch-Bohrflüssigkeit auf Ölbasis, die bei der Formulierung zum Bohren, Vollenden und Überarbeiten von unterirdischen Bohrlöchern, vorzugsweise Öl- und Gaslöchern, geeignet ist. Die Flüssigkeiten können auch als Dichtungsflüssigkeiten, zerbrechende Flüssigkeiten und andere ähnliche Bohrloch-Bohrverwendungen, in denen hohe Feststoffverträglichkeitseigenschaften erwünscht sind, verwendet werden. Die erfindungsgemäßen Flüssigkeiten können auch verwendet werden, um umgekehrte Emulsionsflüssigkeiten zu formulieren. Verwendungen der Bohrloch-Bohrflüssigkeiten und umgekehrten Emulsionsflüssigkeiten sollten dem Fachmann bekannt sein, wie es in dem Buch Composition and properties of drilling an completion fluids, 5. Ausgabe, H.C.H. Darley und George R. Gray, Gulf Publishing Company, 1988, angegeben ist.
In einer erfindungsgemäßen Ausführungsform wird eine Bohrloch-Bohrflüssigkeit so formuliert, dass sie eine Fettflüssigkeit beinhaltet, sowie ein Feststoffverträglichkeitsmittel, welches hohe Feststoffbeladung in der Flüssigkeit ermöglicht.
Die Fettflüssigkeit ist eine Flüssigkeit und stärker bevorzugt ist sie ein natürliches oder synthetisches Öl und noch stärker bevorzugt wird die Fettflüssigkeit ausgewählt aus der Gruppe einschließlich Dieselöl, Mineralöl, einem synthetischen Öl, wie zum Beispiel Polyolefinen, Polydiorganosiloxanen, Siloxanen oder Organosiloxanen, sowie Mischungen daraus. Die Konzentration der Fettflüssigkeit soll dann ausreichend sein, so dass sich eine umgekehrte Emulsion bildet, und kann weniger als etwa 99 Volumen-% der umgekehrten Emulsion sein. In einer Ausführungsform ist die Menge an Fettflüssigkeit von etwa 30% bis etwa 95 Volumen-% und stärker bevorzugt etwa 40% bis etwa 90 Volumen-% der umgekehrten Emulsionsflüssigkeit. Die Fettflüssigkeit kann in einer Ausführungsform zumindest etwa 5 Volumen-% eines Materials enthalten, ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Ester, Ethern, Acetaten, Diarylcarbonaten, Kohlenwasserstoffen und Kombinationen davon.
Von dem erfindungsgemäßen Feststoffvertraglichkeitsmittel wird angenommen, dass es die allgemeine Formel:
hat, wobei R eine C₆-C₂₀ aliphatische Gruppe ist und R' eine C₂-C₆ aliphatische Gruppe ist und x einen Wert von etwa 1 bis etwa 10 hat. Der Fachmann in der organischen Synthese sollte durch Anwenden von Fachkönnen und Wissen in der Retrosynthese dazu fähig sein, eine Vielzahl von synthetischen Wegen für die erfindungsgemäßen Verbindungen aufzufinden. In einer bevorzugten Ausführungsform ist jedoch das Feststoffverträglichkeitsmittel das Produkt aus der Reaktion eines Ethylenoxids mit einem Imidazolin einer Fettsäure, wie in Reaktion A gezeigt.
Reaktion A kann ausgeführt werden unter Verwendung von Alkylenoxiden, die sich von Ethylenoxid, wie in der oben angegebenen Reaktionsgleichung gezeigt, unterscheiden. Alkylenoxidverbindungen sind eine allgemeine Klasse von Verbindungen, bei denen eine Oxogruppe an zwei benachbarte Kohlenstoffatome gebunden ist, um einen Dreiring zu bilden. Oftmals als eine Epoxygruppe bezeichnet sind solche Verbindungen reaktiv mit der primären Amin-funktionalen Gruppe des Imidazolins, um die Verbindungen zu bilden, die für die Durchführung der vorliegenden Erfindung geeignet sind. Wie zuvor bemerkt, kann die oben angegebenen Reaktion A mit einer großen Vielzahl von Alkylenoxidverbindungen ausgeführt werden. In einer bevorzugten und anschaulichen Ausführungsform ist das Alkylenoxid ein C₂-C₄-Alkylenoxid und stärker bevorzugt ist das Alkylenoxid Ethylenoxid oder Propylenoxid.
Die oben angegebene Reaktion A sollte unter Bedingungen ausgeführt werden, die für die Reaktion des Alkylenoxids mit dem Imidazolin geeignet sind. Solche Bedingungen sollten dem Fachmann im Bereich der organisch-chemischen Verbindungssynthese nach Konsultation von geeigneten Referenzarbeiten bekannt sein.
Bei der Ausführung der Reaktion A kann das molare Verhältnis von Imidazolin zu Alkylenoxid breit eingestellt werden, bevorzugt ist jedoch das molare Verhältnis von etwa 2:1 bis etwa 1:10. Das heißt, dass der Wert von „x" in der oben angegebenen Reaktionsformel von Werten von etwa 0,5 bis 10 variieren kann. Alternative synthetische Wege können verwendet werden, um die gleichen Zielverbindungen, die in der vorliegenden Erfindung verwendet werden, zu erhalten. Solche alternativen Wege sind dem Fachmann in der organischen Synthese bekannt.
Das oben in Reaktion A verwendete Imidazolin einer Fettsäure hat die allgemeine Formel
wobei R eine C₆-C₂₀ aliphatische Gruppe ist. Wir haben in einer anschaulichen Ausführungsform gefunden, dass das Imidazolin vorzugsweise das Reaktionsprodukt einer Kondensationsreaktion von C₆-C₂₀-Fettsäure und Diethyltriamin ist, wie in Reaktion B gezeigt.
Die oben angegebene Reaktion B kann mit einer breiten Vielzahl von Fettsäureverbindungen ausgeführt werden. In einer bevorzugten und anschaulichen Ausführungsform ist die Fettsäure eine C₁₀-C₂₀-Fettsäure und stärker bevorzugt enthält die Fettsäure zumindest einen Grad an Ungesättigtheit.
Die oben angegebene Reaktion B sollte unter Bedingungen ausgeführt werden, die für die Kondensationsreaktion des Diethyltriamins mit Fettsäure geeignet sind Solche Bedingungen sollten dem Fachmann in der organisch-chemischen Verbindungssynthese nach Konsultation von geeigneten Referenzwerken bekannt sein.
Beim Ausführen der Reaktion B kann das molare Verhältnis von Diethyltriamin zu Fettsäure breit eingestellt werden, jedoch ist das molare Verhältnis vorzugsweise etwa 1:1. Wie bei den Endverbindungen sollte ein Fachmann im Gebiet der organischen Synthese dazu fähig sein, eine Vielzahl von synthetischen Wegen für die Erzeugung des gewünschten Imidazolins aufzufinden.
Die Menge an Feststoffverträglichkeitsmittel in der erfindungsgemäßen Bohrflüssigkeit sollte, wie oben erwähnt, ausreichend sein, um die Feststoffbeladung des Bohrfluids zu erhöhen. Während die Konzentration des Feststoffverträglichkeitsmittels mit den jeweiligen Bestandteilen der Bohrflüssigkeit oder -schlamm variieren kann, ist die Konzentration typischerweise weniger als etwa 10 Volumen-% der Flüssigkeit. Demzufolge ist in einer Ausführungsform das Feststoffverträglichkeitsmittel in der Bohrflüssigkeit vorzugsweise in einer Konzentration von etwa 0,1% bis etwa 5,0% vorhanden. Stärker bevorzugt sollte die Menge an Feststoffverträglichkeitsmittel in der Bohrflüssigkeit in einer Konzentration von etwa 1 bis etwa 5 Volumen-% der Flüssigkeit vorhanden sein.
Die oben angegebene Kombination aus Fettflüssigkeit und Feststoffverträglichkeitsmittel kann verwendet werden, um Umkehremulsionen mit Nichtfettflüssigkeiten zu formulieren. In einer solchen Ausführungsform ist die in der Formulierung der Umkehremulsionsflüssigkeit verwendete Nichtfettflüssigkeit eine Flüssigkeit und vorzugsweise ist sie eine wässrige Flüssigkeit. Stärker bevorzugt kann die Nichtfettflüssigkeit ausgewählt werden aus der Gruppe enthaltend Seewasser, eine Lauge, enthaltend organische und/oder anorganische gelöste Salze, Flüssigkeiten, enthaltend wassermischbare organische Verbindungen, Kombinationen aus diesen und ähnlichen Verbindungen, die in der Formulierung von Umkehremulsionen verwendet werden. Die Menge an Nichtfettflüssigkeit ist typischerweise weniger als die theoretische Grenze, die für die Bildung einer Umkehremulsion benötigt wird. Demzufolge ist in einer Ausführungsform die Menge an Nichtfettflüssigkeit weniger als etwa 70 Volumen-% und vorzugsweise von etwa 1% bis etwa 70 Volumen-%. In einer anderen Ausführungsform ist die Nichtfettflüssigkeit vorzugsweise von etwa 5% bis etwa 60 Volumen-% der Umkehremulsionsflüssigkeit.
In noch einer anderen Ausführungsform der vorliegenden Erfindung können andere Tensidverbindungen in Zusammenhang mit den hier verwendeten Feststoffverträglichkeitsmitteln verwendet werden. In solchen Fällen ist es jedoch wichtig, dass die Menge und Art dieser zusätzlichen Tenside nicht mit der Fähigkeit und den Eigenschaften wechselwirkt, die der Emulsionsflüssigkeit durch das Feststoffverträglichkeitsmittel verliehen werden, um so wie hier beschrieben zu wirken.
Die erfindungsgemäßen Flüssigkeiten sind insbesondere geeignet beim Bohren, Vollenden und Überarbeiten von unterirdischen Öl- und Gasbohrlöchern. Insbesondere sind die erfindungsgemäßen Flüssigkeiten geeignet für die Formulierung von Bohrschlämmen und Vollendungsflüssigkeiten, die eine hohe Beladung an Feststoffgehalt in der Bohrflüssigkeit erfordern. Solche Schlämme und Flüssigkeiten sind insbesondere geeignet beim Bohren von horizontalen Bohrlöchern in kohlenstoffhaltige Formationen.
Das beim Herstellen der erfindungsgemäßen Bohrflüssigkeiten verwendete Verfahren ist nicht kritisch. Herkömmliche Verfahren können verwendet werden, um erfindungsgemäß Bohrflüssigkeiten in einer Art und Weise herzustellen, analog zu den normalerweise verwendeten, um herkömmliche Bohrflüssigkeiten auf Ölbasis herzustellen. In einem repräsentativen Verfahren werden eine gewünschte Menge an Fettflüssigkeit, wie zum Beispiel ein Basisöl, und eine geeignete Menge des Feststoffverträglichkeitsmittels zusammengemischt und die verbleibenden Bestandteile werden nacheinander unter kontinuierlichem Vermischen zugegeben. Eine umgekehrte Emulsion, basierend auf dieser Flüssigkeit, kann durch heftiges Aufrühren, Mischen oder Scheren der Fettflüssigkeit mit einer Nichtfettflüssigkeit gebildet werden.
Die erfindungsgemäßen Flüssigkeiten können weiterhin zusätzliche Bestandteile enthalten, abhängig von der Endverwendung der Umkehremulsion, so lange sie nicht mit der Funktionalität des hier beschriebenen Feststoffverträglichkeitsmittels wechselwirken. Zum Beispiel können Benetzungsmittel, organophile Tone, Viskosifierer, Gewichtungsmittel, Brückungsmittel und Flüssigkeitsverlustkontrollmittel zu der erfindungsgemäßen Flüssigkeitszusammensetzung für zusätzliche funktionelle Eigenschaften zugegeben werden. Die Zugabe von solchen Mitteln sollte dem Fachmann für die Formulierung von Bohrflüssigkeiten und -schlämmen wohlbekannt sein.
Benetzungsmittel, die für die Verwendung in dieser Erfindung geeignet sind, beinhalten rohes Tallöl, oxidiertes rohes Tallöl, Tenside, organische Phosphateester, modifizierte Imidazoline und Amidoamine, alkylaromatische Sulfate und Sulfonate u.ä., sowie Kombinationen oder Derivate von diesen. Die Verwendung von Fettsäurebenetzungsmitteln sollte jedoch minimiert werden, so dass sie die Reversibilität der hier offenbarten Umkehremulsion nicht beeinträchtigen. Versawet^® und Versawet^®NS sind Beispiele für kommerziell erhältliche Benetzungsmittel, hergestellt und vertrieben von M-I L.L.C., die in dieser Erfindung verwendet werden können. Silwet L-77, L-7001, L7605 und L-7622 sind Beispiele für kommerziell erhältliche Tenside und Benetzungsmittel, hergestellt und vertrieben von Union Carbide Chemical Company Inc.
Organophile Tone, normalerweise Amin-behandelte Tone, können als Viskosifierer in den erfindungsgemäßen Flüssigkeitszusammensetzungen geeignet sein. Andere Viskosifierer, wie zum Beispiel öllösliche Polymere, Polyamidharze, Polycarbonsäuren und Seifen, können ebenfalls verwendet werden. Die Menge an Viskosifierer, die in der Zusammensetzung verwendet wird, kann abhängig von der Endverwendung der Zusammensetzung variieren. Normalerweise ist ein Gewichtsbereich von 0,1% bis 6% für die meisten Anwendungen ausreichend. VG-69 und VG-PLUS sind Organotonmaterialien, vertrieben M-I L.L.C., und Versa-HRP ist ein Polyamidharzmaterial, hergestellt und vertrieben von M-I L.L.C., das in dieser Erfindung verwendet werden kann.
Herkömmliche Suspensionsmittel, die in dieser Erfindung verwendet werden können, beinhalten organophile Tone, Amin-behandelte Tone, öllösliche Polymere, Polyamidharze, Polycarbonsäuren und Seifen. Die Menge an herkömmlichem Suspensionsmittel, das in der Zusammensetzung verwendet wird, falls vorhanden, kann abhängig von der Endverwendung der Zusammensetzung variieren. Normalerweise sind jedoch etwa 0,1% bis etwa 6 Gewichts-% für die meisten Anwendungen ausreichend. VG-69 und VG-PLUS sind Organotonmaterialien, die von M-I L.L.C. vertrieben werden, und Versa-HRP ist Polyamidharzmaterial, hergestellt und vertrieben von M-I L.L.C., das in dieser Erfindung verwendet werden kann.
Gewichtungsmittel oder Verdichtungsmaterialien, die für die Verwendung in dieser Erfindung geeignet sind, beinhalten Bleiglanz, Hematit, Magnetit, Eisenoxide, Illmenit, Barit, Siderit, Celestit, Dolomit, Calcit und Ähnliches. Die Menge an solchen Materialien, die zugegeben wird, falls vorhanden, hängt von der erwünschten Dichte der Endzusammensetzung ab. Typischerweise wird Gewichtungsmaterial zugegeben, um in einer Bohrflüssigkeitsdichte von bis zu etwa 2,88 kg/l (24 Pfund pro Gallone) zu resultieren. Das Gewichtungsmaterial wird vorzugsweise bis zu 2,5 kg/l (21 Pfund pro Gallone) und besonders bevorzugt bis zu 2,34 kg/l (19,5 Pfund pro Gallone) zugegeben.
Flüssigkeitsverlustkontrollmittel wirken typischerweise durch Beschichten der Wände des Bohrloches, wenn das Bohrloch gebohrt wird. Geeignete Flüssigkeitsverlustkontrollmittel, die in dieser Erfindung Verwendung finden können, beinhalten modifizierte Braunkohlen, asphaltische Verbindungen, Gilsonit, organophile Huminsäurester, hergestellt durch Reaktion von Huminsäure mit Amiden oder Polyalkylenpolyamiden, sowie andere, nichttoxische Flüssigkeitsverlustadditive. Typischerweise werden Flüssigkeitsverlustkontrollmittel in Mengen von weniger als etwa 10% und vorzugsweise weniger als etwa 5 Gewichts-% der Flüssigkeit zugegeben.
Die folgenden Beispiele sind enthalten, um bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung zu zeigen. Es sollte vom Fachmann verstanden werden, dass die in den Beispielen offenbarten Techniken und Zusammensetzungen, die folgen, Techniken darstellen, die durch die Erfinder entdeckt wurden, um bei der Durchführung der Erfindung gut zu funktionieren und demzufolge so angesehen werden, dass sie bevorzugte Ausführungsformen für ihre Durchführung bilden. Jedoch sollte im Licht der vorliegenden Offenbarung der Fachmann verstehen, dass viele Veränderungen an den spezifischen Ausführungsformen vorgenommen werden können, die offenbart sind, und dennoch ein ähnliches oder gleiches Ergebnis erhalten werden kann, ohne vom Umfang der Erfindung abzuweichen.
Allgemeine Information, die für die Beispiele relevant ist.
Diese Tests wurden in Übereinstimmung mit den Prozeduren in API Bulletin RP 13B-2, 1990 ausgeführt. Die folgenden Abkürzungen werden manchmal bei der Beschreibung der Ergebnisse der Experimente verwendet.
„PV” ist Kunststoffviskosität, was eine Variable ist, die bei der Berechnung der Viskositätscharakteristiken einer Bohrflüssigkeit verwendet wird, gemessen in Centipoise (cp)-Einheiten.
„YP" ist die Fließgrenze, die eine weitere Variable ist, die bei der Berechnung der Viskositätscharakteristiken von Bohrflüssigkeiten verwendet wird, gemessen in Pascal (Pa).
„AV" ist die scheinbare Viskosität, die eine weitere Variable ist, die bei der Berechnung der Viskositätscharakteristik von Bohrflüssigkeit verwendet wird, gemessen in Centipoise (cp)-Einheiten.
„GELS" ist ein Maß für die Suspensionscharakteristik oder die thixotropen Eigenschaften einer Bohrflüssigkeit, gemessen in Pascal (Pa).
„API F.L." ist die Bezeichnung, die für den API-Filtratverlust in Milliliter (ml) verwendet wird.
„HTHP" ist die Bezeichnung, die für Hochtemperatur-Hochdruck-Flüssigkeitsverlust verwendet wird, gemessen in Milliliter (ml) gemäß API Bulletin RP 13B-2, 1990.
Beispiel 1.
Ein Basisschlamm mit der folgenden Formulierung wird hergestellt:

Bestandteil Menge (g)

C₁₆-C₁₈ internes Olefin 160,4

25 Gew.-% Kalziumchloridlauge 90,5

Nova Mul L 6

Nova Wet 2

Kalk 5

VG Plus 4

Barit 25

Eine abgemessene Menge der erfindungsgemäßen Verbindungen (CP1 und CP2) und Referenzstaub (Pfund pro Barrel, ppb), ein Bohrschnittfeststoffersatz, werden zu der Basisflüssigkeit zugegeben und die Mischung wird gerührt. CP1 ist das Reaktionsprodukt aus 1 mol Propylenoxid mit 1 mol des Imidazolins einer C₁₆-C₁₈-Fettsäure. CP2 ist das Reaktionsprodukt von 2 mol Propylenoxid mit 1 mol des Imidazolins aus C₁₆-C₁₈-Fettäure. Für Vergleichszwecke wird eine Kontrollflüssigkeit ohne die Zugabe der erfindungsgemäßen Verbindungen formuliert. Die Mischungen werden dann in rotierenden Öfen bei 121,11°C (250 F) 16 Stunden wärmegealtert. Die Eigenschaften der resultierenden Flüssigkeiten werden gemessen und repräsentative Daten sind in Tabelle A unten angegeben. Tabelle A

Ref.staub (ppb)	25	100	150	175
CP1 PV VP Gels, 10 Min. ES	23 20,83 [14] 17,86 [12] 270	52 46,13 [31] 25,30 [17] 182	60 50,59 [34] 25,30 [17] 151	81 13,39 [9] 14,88 [10] 83
CP1 PV VP Gels, 10 Min. ES	25 16,37 [11] 17,86 [12] 300	50 35,71 [24] 17,86 [12] 191	56 35,71 [24] 17,86 [12] 144	88 55,06 [37] 26,78 [18] 103
Vergleich PV VP Gels, 10 Min. ES	27 19,34 [13] 19,34 [13] 257	56 16,13 [31] 25,30 [17] 178	33 50,59 [34] 26,78 [18] 146	- - 11,90 [8] 43

Beim Bewerten der oben angegebenen repräsentativen Daten sollte der Fachmann bemerken, dass die Zugabe von CP1 und CP2 höhere Feststoffbeladungen der gealterten Bohrflüssigkeit im Vergleich zur Kontrollflüssigkeit ermöglicht.
Beispiel 2.
Ein Basisschlamm mit 75:25 Öl:Wasserverhältnis unter Verwendung einer 25% Kalziumchloridlauge mit der folgenden Formulierung wird hergestellt:

Bestandteil Menge (g)

C₁₆-C₁₈ internes Olefin 160,4

25 Gew.-% Kalziumchloridlauge 90,5

Nova Mul L 6,0

Nova Wet 2,0

Kalk 5,0

VG Plus 4,0

Barit 211,4

Eine abgemessene Menge der erfindungsgemäßen Verbindungen mit einem variablen Ausmaß an Reaktion mit Alkylenoxid werden zugegeben und Referenzstaub (Pfund pro Barrel, ppb), ein Bohrschnittfeststoffersatz, wird zu der Basisflüssigkeit zugegeben und die Mischung wird gerührt. Die Verbindungen GS 1956A, GS 1956B, GS 1957A, GS 1957B, GS 1809A, GS 1809B, GS 1810A, GS 1810B, GS1959, GS 1960 sind kommerziell von Champion Chemicals erhätlich. Die folgende Tabelle stellt zur Verfügung:

Verbindung	Äquivalente Alkylenoxid, reagiert mit Imidazolin
Vergleich	0,0
CP3 (0,5 EO-GS1956A)	0,5 Ethylenoxid
CP4 (1,0 EO-GS1956B)	1,0 Ethylenoxid
CP5 (1,5 EO-GS1957A)	1,5 Ethylenoxid
CP6 (2,0 EO-GS 1957B)	2,0 Ethylenoxid
CP7 (0,38 PO-GS1809A)	0,38 Propylenoxid
CP8 (0,75 PO-GS1809B)	0,75 Propylenoxid
CP9 (1,125 PO-GS1810A)	1,125 Propylenoxid
CP10 (1,5 PO-GS1810B)	1,5 Propylenoxid
CP11 (2,0 PO-GS1810B)	2,0 Propylenoxid
CP12 (5,0 PO-GS1959)	5,0 Propylenoxid
CP13 (10,0 PO-GS1960)	10,0 Propylenoxid

Die Mischungen werden dann in rotierenden Öfen bei 65,56°C [150 F] 16 Stunden wärmegealtert. Die Eigenschaften der resultierenden Flüssigkeiten werden bei 48,89°C [120 F] gemessen und die repräsentativen Daten sind in Tabellen B, C & D unten angegeben. TABELLE B: 25 g Ref.staub – wärmegealtert

Flüssigkeits-eigenschaften (bei 48,89°C) [120°F]	Vergleich	CP3	CP4	CP5	CP6	CP7	CP8	CP9	CP10	CP11	CP12	CP13
Rheologie
600 300 200 100 6 3	52 30 23 15 5 4	55 31 24 15 5 4	49 28 22 14 5 4	56 32 25 16 5 4	55 31 24 15 5 4	60 37 27 19 7 5	62 37 28 19 7 5	61 35 27 17 5 4	61 36 27 18 7 6	53 30 24 15 5 4	57 32 26 16 5 4	61 35 28 17 5 4
PV	22	24	21	24	24	23	25	26	25	23	25	26
YP	[8] 11,90	[7] 10,42	[7] 10,42	[8] 11,90	[7] 10,42	[14] 29,83	[12] 17,86	[9] 13,39	[11] 16,37	[7] 10,42	[7] 10,42	[9] 13,39
Gels 10 Sek. 10 Min.	7,44 [5] [6] 8,93	8,93 [6] [6] 8,93	7,44 [5] [5] 7,44	7,44 [5] [5] 7,44	8,93 [6] [7] 10,42	10,42 [7] [12] 17,86	10,42 [7] [12] 17,86	8,93 [6] [11] 16,37	10,42 [7] [12] 17,86	8,93 [6] [7] 10,42	8,93 [6] [7] 10,42	8,93 [6] [8] 11,90
ES	261		238	284	217	270	261	220	300	251	217	221

TABELLE C: 125 g Ref.staub – wärmegealtert

Flüssigkeits-eigenschaften (bei 48,89°C) [120°F]	Vergleich	CP3	CP4	CP5	CP6	CP7	CP8	CP9	CP10	CP11	CP12	CP13
Rheologie
600 300 200 100 6 3	96	87	61	62	61	147	140	161	136	61	260	-
	57	52	35	37	36	90	85	95	81	35	147	175
	42	38	27	28	27	69	65	71	61	28	115	170
	26	22	17	19	18	45	41	46	38	17	68	130
	7	6	5	7	7	15	13	13	11	5	18	28
	6	5	4	5	6	13	11	11	9	4	16	25
PV	39	37	26	25	25	57	55	66	55	26	113	-
YP	[18] 26,70	[15] 22,3 2	[9] 13,3 9	[12] 17,8 6	[11] 16,3 7	[33] 49,1 0	[30] 44,6 4	[29] 43,1 5	[26] 38,6 9	[9] 13,3 9	[34] 50,5 9	-
Gels 10 Sek. 10 Min.	10,42 [7] [9] 13,39	10,42 [7] [8] 11,90	8,93 [6] [11] 16,37	17,86 10,42 [7] [12]	10,42 [7] [12] 17,86	22,32 [15] [18] 26,78	19,34 [13] [15] 22,32	19,34 [13] [15] 22,32	14,88 [10] [12] 17,86	8,93 [6] [9] 13,39	41,66 [28] [31] 46,13	148,8 [100] [110] 148,8
ES	143	116	220	261	300	165	173	165	188	274	142	48

TABELLE D: 200 g Ref.staub – wärmegealtert

Flüssigkeits-eigenschaften (bei 48,89°C) [120°F]	Vergleich	CP3	CP4	CP5	CP6	CP11	CP12	CP13
Rheologie
600 300 200 100 6 3	OS 190 30 20 6 5	OS 127 27 19 7 5	OS 112 27 17 5 4	OS 101 28 19 7 5	OS 87 27 18 7 6	OS 86 26 18 7 7	OS OS 71 20 20 -	OS OS 79 24 23 21
Gels 10 Sek. 101 Min.	10,42 [7] [13] 19,34	10,42 [7] [12] 17,86	6,93 [6] [11] 16,37	10,42 [7] [12] 17,86	10,42 [7] [12] 17,86	10,42 [7] [11] 16,37	29,76 [20] [20] 29,76	41,66 [28] [30] 44,64
ES	119	111	156	165	187	200	65	21

Bemerkung: „OS" zeigt Ablesung über den Anschlag hinaus.

Beim Bewerten der oben angegebenen repräsentativen Daten sollte der Fachmann bemerken, dass die Zugabe der erfindungsgemäßen Verbindungen höhere Feststoffbeladungen der gealterten Bohrflüssigkeiten im Vergleich zu der Kontrollflüssigkeit ermöglicht.
Im Hinblick auf die obige Offenbarung sollte der Fachmann verstehen und bemerken, dass eine anschauliche erfindungsgemäße Ausführungsform eine Flüssigkeit mit Eignung in unterirdischen Bohrlöchern enthält, die verbesserte Feststoffverträglichkeitsfähigkeiten hat. Eine solche anschauliche Flüssigkeit beinhaltet eine Fettflüssigkeit und ein Feststoffverträglichkeitsmittel mit der Formel:
wobei R eine C₆ bis C₂₀ aliphatische Gruppe ist und R' eine C₂ bis C₆ aliphatische Gruppe und x einen Wert von etwa 1 bis etwa 10 hat. In einer bevorzugten Ausführungsform der oben angegebenen Flüssigkeit ist die R'-Gruppe Ethyl oder Isopropyl. In einer weiteren bevorzugten Ausführungsform ist R ungesättigt mit zumindest einer Kohlenstoff-Kohlenstoff-Doppelbindung in seiner Kohlenstoffkette. Vorzugsweise bildet die Fettflüssigkeit von etwa 30% bis etwa 99 Volumen-% der Gesamtmenge der Flüssigkeit. In einer anschaulichen und bevorzugten Ausführungsform ist die Fettflüssigkeit zusammengesetzt aus etwa 5% bis etwa 100 Volumen-% der Fettflüssigkeit aus einem Material, ausgewählt aus Dieselöl, Mineralöl, synthetischem Öl, Ester, Äthern, Acetalen, Dialkylcarbonaten, Olefinen, Kombinationen aus diesen und anderen ähnlichen Flüssigkeiten, die bei der Formulierung von Bohrlochbohrflüssigkeiten verwendet werden. Wahlweise kann das anschauliche Fluid weiterhin eine Nichtfettflüssigkeit enthalten. Eine solche Nichtfettflüssigkeit bildet vorzugsweise von etwa 1% bis etwa 70 Volumen-% der Gesamtflüssigkeit. In einer bevorzugten und anschaulichen Ausführungsform wird die Nichtfettflüssigkeit ausgewählt aus Seewasser, einer Lauge, enthaltend organische oder anorganische gelöste Salze, einer Flüssigkeit, enthaltend mit Wasser mischbare organische Verbindungen, Kombinationen aus diesen, sowie ähnliche Flüssigkeiten, die in der Formulierung von ähnlichen Flüssigkeiten verwendet werden. Die anschauliche Flüssigkeit kann auch wahlweise Gewichtungs- oder Brückungsmittel beinhalten. In einer bevorzugten und anschaulichen Ausführungsform wird das Gewichtungs- oder Brückungsmittel ausgewählt aus Kalziumcarbonat, Dolomit, Siderit, Barit, Celestit, Eisenoxiden, Manganoxiden, Ulexit, Carnalit, Natriumchlorid, Kombinationen aus diesen, sowie ähnlichen Verbindungen, die bei der Formulierung von Bohr- und Bohrlochbohrflüssigkeiten verwendet werden.
Eine weitere anschauliche erfindungsgemäße Ausführungsform, die vom Fachmann verstanden werden kann, ist eine Umkehremulsionsflüssigkeit mit einer Verwendbarkeit zum Bohren, Vollenden oder Überarbeiten von unterirdischen Bohrlöchern. Eine solche anschauliche Flüssigkeit ist so formuliert, dass sie enthält: eine Fettflüssigkeit, eine Nichtfettflüssigkeit und ein Feststoffverträglichkeitsmittel mit der Formel:
wobei R eine C₆ bis C₂₀ aliphatische Gruppe ist und R' eine C₂ bis C₆ aliphatische Gruppe ist und x einen Wert von etwa 1 bis etwa 10 hat. Die Umkehremulsion wird so formuliert, dass die Fettflüssigkeit von etwa 30% bis etwa 99 Volumen-% der genannten Flüssigkeit ist, die Nichtfettflüssigkeit von etwa 1% bis etwa 70 Volumen-% der genannten Flüssigkeit ist und das Feststoffverträglichkeitsmittel in der genannten Flüssigkeit in einer Konzentration von etwa 0,1% bis etwa 5,0 Gewichts-% der gesamten Flüssigkeit vorhanden ist. Das Feststoffverträglichkeitsmittel ist vorzugsweise so formuliert, dass die R'-Gruppe Ethyl oder Isopropyl ist. Alternativ kann das Feststoffverträglichkeitsmittel so formuliert werden, dass die R-Gruppe ungesättigt ist. D.h., dass die R-Gruppe zumindest eine Kohlenstoff-Kohlenstoff-Doppelbindung enthält. In einer bevorzugten und anschaulichen Ausführungsform wird die Fettflüssigkeit so formuliert, dass von etwa 5 bis etwa 100 Volumen-% der Fettflüssigkeit ein Material sind, ausgewählt aus Dieselöl, Mineralöl, einem synthetischen Öl, Ester, Ethern, Acetalen, Dialkylcarbonaten, Kohlenwasserstoffen, Kombinationen aus diesen und ähnlichen Flüssigkeiten, die bei der Formulierung von Umkehremulsionsbohrflüssigkeiten verwendet werden. Die Nichtfettflüssigkeit ist in einer anschaulichen Ausführungsform vorzugsweise zusammengesetzt aus Seewasser, einer Lauge, enthaltend organische oder anorganische gelöste Salze, einer Flüssigkeit, enthaltend mit Wasser mischbare organische Verbindungen, Kombinationen aus diesen und ähnlichen Fluiden, die bei der Formulierung von Umkehremulsionsbohrflüssigkeiten verwendet werden.
Eine dritte anschauliche Ausführungsform der vorliegenden Erfindung ist eine Flüssigkeit mit einer Verwendbarkeit bei unterirdischen Bohrlöchern. Ein solches anschauliches Fluid wird so formuliert, dass es eine Fettflüssigkeit und ein Feststoffverträglichkeitsmittel beinhaltet. Das Feststoffverträglichkeitsmittel ist das Produkt der Reaktion aus einem Alkylenoxid mit einem Imidazolin einer Fettsäure mit der Formel
wobei R eine C₆ bis C₂₀ aliphatische Gruppe ist. Das Imidazolin ist vorzugsweise das Reaktionsprodukt einer Kondensationsreaktion aus einer C₆ bis C₂₀-Fettsäure und Diethyltriamin. In einer bevorzugten und anschaulichen Ausführungsform ist das Alkylenoxid ein C₂ bis C₄-Alkylenoxid und stärker bevorzugt ist das Alkylenoxid Ethylenoxid oder Propylenoxid. Beim Ausführen der Reaktion kann das molare Verhältnis von Imidazolin zu Alkylenoxid von 2:1 bis etwa 1:10 sein. In einer bevorzugten und anschaulichen Ausführungsform bildet die Fettflüssigkeit von etwa 30% bis etwa 99 Volumen-% der Gesamtflüssigkeit und vorzugsweise ist sie zusammengesetzt aus etwa 5% bis etwa 100 Volumen-% eines Materials, ausgewählt aus Dieselöl, Mineralöl, synthetischem Öl, Estern, Ethern, Acetalen, Dialkylcarbonaten, Olefinen und Kombinationen aus diesen und ähnlichen Flüssigkeiten, die bei der Formulierung von Bohrflüssigkeiten verwendet werden. Für eine weitere alternative und anschauliche Ausführungsform kann die Flüssigkeit so formuliert werden, dass sie eine Nichtfettflüssigkeit beinhaltet, die vorzugsweise von etwa 1% bis etwa 70 Volumen-% der Gesamtflüssigkeit bildet. Wenn eine Nichtfettflüssigkeit enthalten ist, wird sie vorzugsweise ausgewählt aus Seewasser, einer Lauge, enthaltend organische oder anorganische gelöste Salze, einer Flüssigkeit, enthaltend mit Wasser mischbare organische Verbindungen, Kombinationen aus diesen, sowie ähnliche Flüssigkeiten, die bei der Formulierung von Bohrflüssigkeiten verwendet werden. Wahlweise kann die anschauliche Flüssigkeit ein Gewichtungsmittel oder ein Brückungsmittel enthalten. Vorzugsweise wird das Gewichtungs- oder Brückungsmittel ausgewählt aus Kalziumcarbonat, Dolomit, Siderit, Barit, Celestit, Eisenoxiden, Manganoxiden, Ulexit, Carnalit, Natriumchlorid und Mischungen aus diesen, sowie ähnlichen Mitteln, die bei der Formulierung von Bohrflüssigkeiten verwendet werden.
Zusätzlich zu den Flüssigkeitszusammensetzungen wie oben offenbart sollte der Fachmann verstehen und bemerken, dass die vorliegende Erfindung auch die Verwendung von solchen Flüssigkeiten beinhaltet. Demzufolge beinhaltet eine solche anschauliche Ausführungsform ein Verfahren zur Bildung eines unterirdischen Bohrloches. Das anschauliche Verfahren beinhaltet das Bohren des unterirdischen Bohrloches mit einem rotierenden Bohrkopf und einer Bohrflüssigkeit, die beinhaltet: eine kontinuierliche Phase auf Fettbasis und ein Feststoffverträglichkeitsmittel wie oben beschrieben. Es ist bevorzugt, dass das Feststoffverträglichkeitsmittel das Produkt der Reaktion aus einem Alkylenoxid mit einem Imidazolin eines Fettsäureesters mit der Formel
ist, wobei R eine C₆ bis C₂₀ aliphatische Gruppe ist. Es ist weiterhin bevorzugt, dass das Imidazolin das Reaktionsprodukt aus einer Kondensationsreaktion einer C₆ bis C₂₀-Fettsäure und Diethyltriamin ist. In einer solchen anschaulichen Ausführungsform ist das Alkylenoxid vorzugsweise ein C₂ bis C₄-Alkylenoxid und stärker bevorzugt Ethylenoxid oder Propylenoxid. Beim Ausführen der Reaktion zwischen dem Amin und dem Alkylenoxid ist das molare Verhältnis von Imidazolin zu Alkylenoxid vorzugsweise von etwa 2:1 bis etwa 1:10.
Weitere Verfahren für die Verwendung der offenbarten Flüssigkeiten werden ebenfalls als Teil der vorliegenden Erfindung angesehen. Solche alternativen Verfahren und Verwendungen beinhalten das Verwenden der oben angegebenen Flüssigkeiten als Dichtungsflüssigkeiten, Vollendungsflüssigkeiten, Überarbeitungsflüssigkeiten, zerbrechende Flüssigkeiten, Abstandsflüssigkeiten und andere solche Verwendungen für Bohrlochbohrflüssigkeiten, die im Stand der Technik bekannt sind.
Während die Apparatur, Zusammensetzungen und Verfahren dieser Erfindung in Bezug auf bevorzugte oder anschauliche Ausführungsformen beschrieben wurden, ist es für den Fachmann offensichtlich, dass Variationen auf die Verfahren, so wie sie hier beschrieben sind, angewendet werden können, ohne von dem Konzept und Umfang der Erfindung abzuweichen. Alle solche ähnlichen Ersetzungen und Modifikationen, die dem Fachmann offensichtlich sind, werden als innerhalb des Umfangs und Konzepts der Erfindung angesehen, so wie in den folgenden Ansprüchen ausgeführt.

Claims

Eine Flüssigkeit zur Anwendung bei unterirdischen Bohrungen, wobei die Flüssigkeit umfasst: Eine Fettflüssigkeit; und ein Feststoffverträglichkeitsmittel mit der Formel:
worin R eine aliphatische C₆ bis C₂₀ Gruppe ist und R' eine aliphatische C₂ bis C₆ Gruppe und x einen Wert von etwa 1 bis etwa 10 hat.
Flüssigkeit nach Anspruch 1, wobei R' ausgewählt ist aus Ethyl und Isopropyl.
Flüssigkeit nach Anspruch 1, wobei R ungesättigt ist.
Flüssigkeit nach Anspruch 1, wobei die Fettflüssigkeit etwa 30 bis etwa 99 Volumen % der Flüssigkeit ausmacht.
Flüssigkeit nach Anspruch 1, wobei die Fettflüssigkeit weiterhin etwa 5 bis etwa 100 Volumen % der Fettflüssigkeit eines Materials aufweist, ausgewählt aus einer Gruppe bestehend aus Dieselöl, Mineralöl, synthetischem Öl, Estern, Ethern, Acetalen, Dialkylcarbonaten, Olefinen, und Mischungen davon.
Flüssigkeit nach Anspruch 1, weiterhin aufweisend eine nicht-Fettflüssigkeit.
Flüssigkeit nach Anspruch 6, wobei die nicht-Fettflüssigkeit etwa 1 % bis etwa 70 Volumen % der Flüssigkeit ausmacht.
Flüssigkeit nach Anspruch 6, wobei die nicht-Fettflüssigkeit ausgewählt ist aus der Gruppe bestehend aus Seewasser, einer Lauge enthaltend organische oder anorganische gelöste Salze, einer Flüssigkeit enthaltend wassermischbare organische Verbindungen, und Kombinationen davon.
Flüssigkeit nach Anspruch 1, weiterhin aufweisend ein Wichtungsmittel (weighting agent) oder ein Brückungsmittel (bridging agent).
Flüssigkeit nach Anspruch 9, wobei das Gewichtungs- oder Brückungsmittel ausgewählt ist aus der Gruppe bestehend aus Kalziumcarbonat, Dolomit, Siderit, Barit, Celestit, Eisenoxiden, Manganoxiden, Ulexit, Carnalit, Natriumchlorid, und Mischungen davon.
Eine umgekehrte Emulsionsflüssigkeit zur Anwendung beim Bohren, Vollenden (completing) oder Arbeiten über unterirdischen Bohrungen, wobei die Flüssigkeit umfasst: a) Eine Fettflüssigkeit, wobei die Fettflüssigkeit etwa 30 bis etwa 99 Volumen % der Flüssigkeit ausmacht; b) Eine nicht-Fettflüssigkeit, wobei die nicht-Fettflüssigkeit etwa 1 bis etwa 70 Volumen % der Flüssigkeit ausmacht; c) Ein Feststoffverträglichkeitsmittel vorhanden in der Flüssigkeit in einer Konzentration von etwa 0,1 bis etwa 5,0 Gewichts % der Flüssigkeit, wobei das Feststoffverträglichkeitsmittel die Formel hat:
worin R eine aliphatische C₆ bis C₂₀ Gruppe ist und R' eine aliphatische C₂ bis C₆ Gruppe ist und x einen Wert von etwa 1 bis etwa 10 hat.
Die umgekehrte Emulsionsflüssigkeit nach Anspruch 11, wobei R' ausgewählt ist aus Ethyl und Isopropyl.
Die umgekehrte Emulsionsflüssigkeit nach Anspruch 11, wobei R ungesättigt ist.
Die umgekehrte Emulsionsflüssigkeit nach Anspruch 11, wobei die Fettflüssigkeit weiterhin etwa 5 bis etwa 100 Volumen % der Fettflüssigkeit aufweist eines Materials ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Dieselöl, Mineralöl, einem synthetischen Öl, Ester, Ethern, Acetalen, Dialkylcarbonat, Kohlenwasserstoffen, und Mischungen davon.
Die umgekehrte Emulsionsflüssigkeit aus Anspruch 11, wobei die nicht-Fettflüssigkeit ausgewählt ist aus der Gruppe bestehend aus Seewasser, einer Lauge enthaltend organische oder anorganische gelöste Salze, einer Flüssigkeit enthaltend wassermischbare organische Verbindungen, und Mischungen davon.
Die umgekehrte Emulsionsflüssigkeit nach Anspruch 11, wobei R ungesättigt ist.
In einem Verfahren zum Drehbohren einer unterirdischen Bohrung, wobei eine Bohrflüssigkeit verwendet wird, wobei die Verbesserung die Verwendung einer Bohrflüssigkeit umfasst einschließend: Eine Fettflüssigkeit; und ein Feststoffverträglichkeitsmittel mit der Formel:
worin R eine aliphatische C₆ bis C₂₀ Gruppe ist und R' eine aliphatische C₂ bis C₆ Gruppe ist und x einen Wert von etwa 1 bis etwa 10 hat.
Flüssigkeit nach Anspruch 17, wobei R' ausgewählt ist aus Ethyl und Isopropyl.
Flüssigkeit nach Anspruch 17, wobei R ungesättigt ist.