DE69132471T2

DE69132471T2 - Öl-basierte Bohrflüssigkeit aus synthetischen Kohlenstoffen

Info

Publication number: DE69132471T2
Application number: DE69132471T
Authority: DE
Inventors: Roger D. Bleier; H.N. Brinkley; Raymond E. Mcglothlin; Arvind D. Patel
Original assignee: MI LLC
Current assignee: MI LLC
Priority date: 1990-03-30
Filing date: 1991-03-27
Publication date: 2001-05-10
Anticipated expiration: 2011-03-28
Also published as: EP0449257B1; ATE154627T1; ATE197605T1; EP0449257A3; AU638563B2; EP1029908A3; AU7398191A; US5189012A; CA2039490A1; EP0449257A2; USH1000H; DK0449257T3; DE69126558D1; NO176360C; NO176360B; EP0764711A2; CA2039490C; DE69132471D1; EP0764711B1; NO911275D0

Description

Hintergrund der Erfindung

Die Erfindung betrifft verbesserte Bohrspülungen, die beim Bohren unterirdischer Öl- und Gas-Bohrlöcher, sowie bei weiteren Bohrspülungsanwendungen und Bohrvorgängen eingesetzt werden. Die Erfindung betrifft insbesondere umweltfreundliche, minimal toxische Bohrspülungen auf der Basis von synthetischen Kohlenwasserstoffen mit einem mittleren Molekulargewicht von 120 bis 1000, die sich von α-olefinischen Monomeren ableiten, die Gemische sind von verzweigten Kohlenwasserstoffmolekülen mit Kohlenwasserstoffatomanzahlen, die ein Vielfaches des α-Grundolefins betragen, sind, und funktionelle Merkmale aufweisen, z. B. Viskositätsmerkmale, die bei Bohrspülungsanwendungen erwünscht sind. Die α-olefinischen Monomere entstammen der Gruppe, bestehend aus einer C&sub2;-C&sub1;&sub4;-Kohlenstoffkette mit mindestens einer polymerisierbaren Doppelbindung. Die so aus Olefinen erhaltenen oligomeren oder polymeren synthetischen Kohlenwasserstoffe zeigen gegenüber der Lebenswelt im Wasser eine minimale Toxizität und weisen bei Verwendung in Bohrspülungen wertvolle rheologische Eigenschaften auf.
Beim Drehbohren werden von einer Bohrspülung ("Bohrschlamm" oder einfach "Schlamm") eine Vielzahl von Funktionen und Merkmale erwartet. Erwartet wird, daß die Bohrspülung Bohrabfälle von unterhalb der Bohrspitze aufnimmt, sie bis an die ringförmige Lochöffnung nach oben transportiert und ihre Trennung an der Oberfläche ermöglicht, während gleichzeitig die Drehspitze gekühlt und gereinigt wird. Ferner soll ein Bohrschlamm die Reibung zwischen dem Bohrstrang und den Seiten des Loches vermindern, während die Stabilität der nicht verrohrten Abschnitte des Bohrloches beibehalten wird. Ebenso ist die Bohrspülung zur Verhinderung unerwünschter Einbrüche von Formationsfluiden aus durchdrungenen, durchlässigen Gesteinen und auch zur Bildung eines dünnen, wenig durchlässigen Filterkuchens, der die Poren und andere Öffnungen und Formationen, in die die Bohrspitze eingedrungen ist, verschließt, formuliert. Schließlich wird die Bohrspülung zur Sammlung und Analyse von Informationen, die aus den Bohrabfällen, Bohrkernen und elektrischen Bohrberichten erhältlich sind, verwendet.
Bohrspülungen werden typischerweise in Abhängigkeit ihres Grundmaterials eingeteilt. In Schlämmem auf Wasserbasis sind feste Teilchen in Wasser oder Salzlösung suspendiert. In dem Wasser kann Öl emulgiert sein. Dennoch ist das Wasser die kontinuierliche Phase. Schlämme auf Ölbasis stellen genau das Gegenteil dar. Die festen Teilchen sind in Öl suspendiert, und Wasser oder Salzlösung ist in dem Öl emulgiert, und darum ist das Öl die kontinuierliche Phase. Die letzte Klasse von Bohrspülungen sind unter Druck stehende Fluide, wobei die Bohrabfälle durch einen Hochgeschwindigkeitsstrom von Luft oder Erdgas entfernt werden.
Sowohl auf Off-shore- als auch auf On-shore-Bohrplattformen und -anlagen werden Bohrabfälle im Bohrloch durch eine Bohrspülung nach oben befördert. Bohrspülungen auf Wasserbasis können zum Bohren in bestimmten Typen von Formationen geeignet sein; allerdings ist für eine entsprechende Bohrung in anderen Formationen die Verwendung einer Spülung auf Ölbasis wünschenswert. Mit einer Bohrspülung auf Ölbasis sind die Bohrabfälle, abgesehen davon, daß sie in der Regel Feuchtigkeit enthalten, notwendigerweise mit einem Haftfilm oder einer Schicht von öliger Bohrspülung überzogen, die jeweils in das Innere des Bohrabfalls eindringen kann. Dies ist trotz der Verwendung diverser Vibratorsiebe, mechanischer Trennvorrichtungen und diverser chemischer Waschtechniken der Fall. Auf Grund der Umweltverschmutzung von Wasser oder Land, können die Bohrabfälle nicht ordnungsgemäß entsorgt werden, bis der umweltverschmutzende Stoff entfernt worden sind.
Ein Verfahren zur Durchführung der Entfernung von umweltverschmutzenden Stoffen bestand bisher darin, die gesiebten Bohrabfälle in ein Standrohr oder in ein anderes Gefäß zu geben, das mit Meerwasser gefüllt ist, und in regelmäßigen Abständen die Schicht von abgeschiedenem Öl abzuschöpfen, wenn es m dem Gefäß an die Oberfläche steigt. Ein weiteres Verfahren, das versucht wurde, ist das Abbrennen, d. h. das oxidative Abfackeln des Öls aus den Bohrabfällen. Noch ein weiteres Verfahren besteht im physikalischen Transport der öligen Bohrabfälle zu einem entfernten Ort zur anschließenden Entsorgung. In jedem Fall erwies sich das Entsorgungsverfahren für die Bohrabfälle als ineffektiv und ineffizient.
Die mit der Umweltverträglichkeit von Bohrabfällen einhergehenden Probleme und die in Bohrabfällen enthaltenen Chemikalien, sind in der Öl- und Gas- Förderindustrie bereits seit langem als Problem bekannt. Typischerweise haben Lösungsmöglichkeiten für die Umweltverträglichkeitsprobleme die physikalische Behandlung der Bohrabfälle umfaßt, siehe beispielsweise die U. S. Patentschrift 4 208 285, worin ein Gerät zur Entfernung von flüchtigen Materialien aus Bohrabfällen durch Verdampfen der Materialien aus den Bohrabfällen in einer nicht oxidativen Atmosphäre bereitgestellt ist, und die U. S. Patentschrift 4 387 514, die ein Verfahren und ein Gerät zum Trocknen von Ölbohrabfällen unter Beseitigung der verschmutzenden organischen Materialien aus den Bohrabfällen bereitstellt.
Für jeden, der eine Bohrspülung zur Öl- und Gassuche auswählt, ist es offensichtlich, daß eine essentielle Komponente einer gewählten Spülung darin besteht, daß sie richtig ausbalanciert ist, um für die spezielle Endanwendung die notwendigen Merkmale zu erzielen. Wie hier vorstehend angemerkt, umfassen die typischen Zusammensetzungen Schlämme auf Ölbasis, Schlämme auf Wasserbasis und unter Druck stehende Fluide. Für die Zwecke dieser Anmeldung sind nur Schlammsysteme auf Öl- und Wasserbasis relevant. Die Öl- und Gassuche erfolgt größtenteils mit Schlämmen auf Wasserbasis. Der Hauptgrund für diese Präferenz sind Preis und Umweltverträglichkeit. Obwohl Schlämme auf Ölbasis wesentlich teurer sind als Bohrspülungen auf Wasserbasis sind sie ebenfalls nicht umweltverträglich. Als Ergebnis war die Verwendung von Schlämmen auf Ölbasis historisch gesehen auf die Situationen begrenzt, in denen sie notwendig waren.
Diese seit langem bestehende Nachfrage der Öl- und Gas-Förderindustrie nach einer umweltverträglichen Bohrspülung, die entweder eine Bohrspülung auf Ölbasis ist oder sich wie eine Bohrspülung auf Ölbasis verhält, wurde nun durch die Erfindung der Anmelder erfüllt. Unter Anwendung der Anmeldung der Erfinder und der Verwendung von synthetischen Kohlenwasserstoffen werden die funktionellen Merkmale eines Bohrsystems auf Ölbasis erhalten, während die Umweltverträglichkeit herkömmlicher Systeme auf Wasserbasis erreicht wird. Ein solches Ergebnis wurde bisher als theoretisch und praktisch unmöglich angesehen.
Verschiedene Vorteile der Verwendung von Bohrschlämmen auf Ölbasis bei der Drehbohrung von Bohrlöchern im Erdreich sind bereits seit einiger Zeit bekannt. Zusammenfassend kann gesagt werden, daß unter bestimmten Bedingungen er oder mehrere der folgenden Vorteile die Schlämme auf Ölbasis wünschenswerter machen als die Schlämme auf Wasserbasis. Die Schmierfähigkeitseigenschaften sind ausgezeichnet. Mit einem Schlamm auf Ölbasis kann eine Bohrspülung hergestellt werden, die weniger als etwa 1 g/cm³ (8 pounds/gal) wiegt und sich bei bestimmten speziellen Bohr- und Kernbohrsituationen als vorteilhaft erwiesen hat. Das Eindringen von Wasser in die Formation wird vermieden. Die Kerne können in einem In-situ-Zustand gewonnen werden und unterliegen in Gegenwart von hydratisierten Tonen und Bentoniten nicht dem Quellen oder Verschlammen unter Verminderung der Porosität oder unter Auftreten von Schwierigkeiten auf Grund von Rohranhaftungen. Wenn in hydrophilen Schieferformationen gebohrt wird, existieren weniger Probleme. Evaporit-Sektionen, wie Salzzonen, können unter minimaler Auslaugung des Salzes gebohrt werden. Außerdem können Schlämme auf Ölbasis so formuliert werden, daß sie Temperaturen bis zu 260ºC (500ºF) standhalten.
Die bei der Verwendung von Bohrspülungen auf Ölbasis angetroffenen Hauptschwierigkeiten sind wahrscheinlich Schwierigkeiten hinsichtlich Handhabung, Feuergefährlichkeit, fehlender Umweltverträglichkeit und hinsichtlich der natürlicherweise pro Barrel anfallenden Kosten, da Öl viel teurer ist als Wasser. Einige Materialien, die den Ölen bisher zur Herstellung zufriedenstellender Bohrschlämme zugesetzt worden sind, wiesen eine intensive schwarze Farbe auf, z. B. Ruß und Asphalt verschiedener Arten, und das Arbeitspersonal auf dem Ölfeld hat eine starke Abneigung gegenüber der Handhabung derartiger Materialien. Einem Öl kann zum Zwecke der Herstellung eines Bohrschlamms nicht einfach jedes Material zugesetzt werden, da das Material, das zugesetzt wird, die Viskosität nicht nur nicht oder nicht in zu großem Maße erhöhen und den Fluidverlust nicht vermindern darf, sondern auch in dem Öl dispergierbar sein muß und vor allem nicht so beschaffen sein darf, daß es die durchbohrten Formationen verstopft.
Zusätzlich bieten Schlämme auf Ölbasis potentielle Vorteile; bessere Schmierqualitäten, höhere Siedepunkte und niedrigere Gefrierpunkte. Da die Kosten der Herstellung eines Ölschlamms immer größer sind als die Kosten für Wasserschlämme derselben Dichte, muß die wirtschaftliche Rechtfertigung zur Auswahl eines Ölschlamms auf seinem überlegenen Verhalten unter den bestimmten Anwendungsbedingungen beruhen.
Allerdings herrscht die Meinung vor, daß obwohl die unterschiedlichen Anfangskosten der Schlämme auf Ölbasis und der Schlämme auf Wasserbasis die Schlämme auf Wasserbasis begünstigen, wenn das Loch tiefer gebohrt wird und wenn die Bohrarbeiten länger dauern, die auf Öl basierenden Schlämme in Wirklichkeit dadurch zunehmend wirtschaftlicher werden, daß die Bestandteile nicht so oft nachgefüllt werden müssen, und dadurch, daß die auf Öl basierenden Schlämme für praktisch längere Zeiträume wiederverwendbar sind.
Wie aus dem obigen zu sehen ist, war die Entwicklung einer Bohrspülung, die die wünschenswerten Merkmale sowohl einer Spülung auf Wasserbasis als auch einer Bohrspülung auf Ölbasis zeigt, lange ein unerreichtes Ziel der Öl- und Gas- Förderindustrie Mit der Praxis der Erfindung der Anmelder wurde dieses Ziel realisiert.

Stand der Technik

Beim Bohren von Löchern zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen und Gas aus unterirdischen Depots ist es übliche Praxis, ein Drehbohrverfahren einzusetzen. Die Bohrspitze schneidet in das Erdreich ein und bewirkt, daß sich die Bohrabfälle bei fortgesetztem Bohren ansammeln. Die Bohrspülung wird zur Beförderung dieser Bohrabfälle an die Oberfläche verwendet, wo sie getrennt und entfernt werden. Die Bohrspülung wird durch die Bohrleitung an der Bohrspitze zum Abtransport neuer Bohrabfälle rezirkuliert. Somit wird der Boden des Loches zu allen Zeiten sauber und frei von Bohrabfällen gehalten.
Obwohl Bohrspülungen auf Wasserbasis, die Wasser, Salzlösung oder Meerwasser als Hauptflüssigkeitsphase einsetzen, großenteils in der Bohrindustrie überwiegen, wurden verschiedene Bohrspülungen auf Ölbasis entwickelt und werden vor Ort eingesetzt. Diese Bohrspülungen auf Ölbasis verwenden Kohlenwasserstoffe, wie Diesel- und Mineralöle, als kontinuierliche Phase. In de Regel werden 5 bis 70% der wäßrigen Phase in der Kohlenwasserstoffphase unter Einsatz von für diese Fluide geeigneten Emulgatoren und Netzmitteln emulgiert. Bohrspülungen auf Ölbasis sind in der Regel als Ölschlämme bekannt. Die Verwendung von Ölschlämmen ist bei Hochtemperaturbohrungen und Bohrungen in problematischen Schieferzonen gebräuchlich.
Die Ölschlämme zeigen über einen breiten Bereich von Temperaturen, bei denen sie eingesetzt werden, gewünschte rheologische Eigenschaften. Ferner besitzen Ölschlämme im Vergleich zu Schlämmen auf Wasserbasis typischerweise ausgezeichnete Schmierfähigkeiten, was die Haftung an der Bohrleitung auf Grund eines herabgesetzten Reibungswiderstandes vermindert. Da, wenn überhaupt, nur einige Ölbohrungen wirklich vertikal sind, besteht immer ein Reibungskontakt zwischen Bohrstrang und Bohrloch. Der Reibungskontakt, der eine übermäßigen Drehmomentleistung der Motoren erfordert, ist unerwünscht. Die Schmiereigenschaften ("Schmierfähigkeit") des Bohrschlamms stellen das einzig bekannte Mittel zur Verminderung der Reibung bereit. Ölschlämme besitzen in der Regel eine bessere Schmierfähigkeit als Schlämme auf Wasserbasis. Zusätzlich sind die Schlämme auf Ölbasis bei der Schiefergesteinsstabilisierung, Korrosionshemmung und Fluidverlustkontrolle hilfreich.
Obwohl Schlämme auf Ölbasis Leistungsmerkmale aufweisen, die sie von Schlämmen auf Wasserbasis unterscheiden, von denen einige als vorteilhaft betrachtet werden, existieren verschiedene Nachteile, wie Kosten, Feuergefährlichkeit, erschwertes Mischen des Schlamms und Umweltunverträglichkeitswirkungen. Unter den für Ölschlämme charakteristischen Nachteilen besteht der einzige nachteilige Effekt, der besonderes schwerwiegend ist, in der Auswirkung auf die Umweltverschmutzung, die sowohl mit On-shore- als auch Off-shore-Bohrarbeiten verbunden ist. Die Reinigung von zufällig ausgelaufenen Ölschlämmen in Off-shore-Umgebungen ist teuer und auf grund der Toxizität der Ölschlämme für die Lebenswelt im Wasser notwendig. Derzeit ist es in den USA erforderlich, daß Bohrabfälle, die unter Verwendung von Schlämmen auf Ölbasis gebohrt wurden, umweltverträglich entsorgt werden müssen, was meistens teurer und aufwendiger ist als die Entsorgungsmethoden für Bohrspülungen auf Wasserbasis.
Solche Bohrspülungen auf Ölbasis werden beispielsweise beschrieben in den U. S. Patentschriften 2 222 949, 2 316 967, 2 316 968 und 2 698 833. Die Patentschriften beschreiben die Verwendung nicht wäßriger Bohrspülungen unter Verwendung von Dieselöl als Träger oder kontinuierliche Phase. Mehrere andere Veröffentlichungen beschreiben die Verwendung von Mineralölen für wenig toxische Ölschlämme. Allerdings werden nun Mineralöle, die einmal hinsichtlich Toxikologie und Umweltvertäglichkeit im Vergleich zu Dieselöl als günstiger betrachtet wurden, unter den zunehmend strengen Umweltauflagen nun als relativ toxisch angesehen. Mehrere Versuche der Entwicklung von modifizierten, nicht umweltverschmutzenden Fluiden wurden unternommen (U. S. Patentschrift 4 631 136; 4 830 765). Hierbei handelt es sich nicht um echte Kohlenwasserstofffluide, und sie erfordern eine wäßrige kontinuierliche Phase, die nicht die gewünschten funktionellen Merkmale, z. B. Schiefergesteinsstabilität, bereitstellt, die bei Schlämmen auf Ölbasis erhalten werden.
Von den Aufsichtsbehörden der Regierung werden strenge Auflagen insbesondere im Lichte dessen erlassen, was allgemein als Umweltkatastrophe bei einem Ölunfall betrachtet wird. Diese Auflagen haben nicht nur die Verwendung von Bohrspülung auf Ölbasis verteuert, sondern die Verwendung im Einklang mit den gesetzlichen Auflagen an einigen Orten erschwert oder unmöglich gemacht. Umweltbelange haben die Entwicklung einer neuen umweltverträglichen Bohrspülung beschleunigt. Diese Bohrspülung ist so ausgelegt, daß sie praktisch nicht umweltverschmutzend, nicht toxisch und für die Lebenswelt im Wasser sicher ist. Eine Verschmutzung ist in der Regel definiert als Schimmer, Film oder Verfärbung der Wasseroberfläche, die von Bohrspülungen verursacht werden. Die U. S. Environmental Protection Angency ("EPA") hat einen speziellen Biotest mit Mysid-Krabben als Mittel zur Bewertung der Meeres- und Gewässer-Toxizität von Bohrspülungen festgelegt. Ausführliche Angaben über das Verfahren zum Messen der Toxizität von Bohrspülungen sind bei Duke, T. W., Parrish, P. R.; "Acute Toxicity of Eight Labortatory Prepared Generic Drilling Fluids to Mysids (Mysidopsis Bahia)", EPA-600/3-84-067, 1984, erläutert.
Zum Verständnis des Begriffs "minimale Toxizität" im Zusammenhang mit dieser Anmeldung ist eine LC&sub5;&sub0; von größer als 30000 gemeint. Obwohl 30000 der Wert war, der zu Bewertungszwecken angewandt wird, sollte er nicht als Einschränkung hinsichtlich des Umfangs der Erfindung betrachtet werden. Bei verschiedenen Umweltgegebenheiten können andere LC&sub5;&sub0;-Werte geeignet sein. Ein LC&sub5;&sub0;-Wert von über 30000 wurde mit einem "umweltverträglichen" Produkt gleichgesetzt.
Bereits seit einiger Zeit ist bekannt, daß synthetische wasserdispergierbare Polymere als Bohrspülungskomponenten verwendet werden können. In der Regel wurden acrylische Polymere oder Alkylenoxidpolymere für Bohrschlämme als geeignet beschrieben. Siehe Darley und Gray "Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids, "Gulf Publishing Co., 5. Ausg., Ss. 576-580. Allerdings erwähnt oder beschreibt keine Veröffentlichung aus dem Stand der Technik die essentiellen Molekulargewichts- und Kettenlängen-Anforderungen der Erfindung der Anmelder. Die Stand der-Technik-Materialien weisen nicht die essentielle Toxizität und Umweltverträglichkeit der Anmeldung der Erfinder auf.
Die U. S-Patentschrift 4 876 017, ausgegeben am 24. Oktober 1989, offenbart eine synthetische Kohlenwasserstoffverbindung, insbesondere ein Poly-α-Olefin, das in einer Bohrspülung auf Wasserbasis als Schmiermittel der Bohrlochtiefe verwendet wird. Gemäß dieser Offenbarung ist das resultierende Material gegenüber der Lebenswelt im Wasser nicht toxisch und erzeugt auf der Wasseroberfläche keinen Schimmer, wenn es in einen Wasserkörper eingetaucht wird. Die Verbindung dient auch als Abtastfluid zur Entfernung von im Bohrloch installierten Werkzeugen. Die U. S. Patentschrift 4 876 017 offenbart oder schildert nicht, daß eine auf Öl basierende inverse Emulsion, die in der Lage ist, schwergewichtige Materialien zu tragen und unter den Temperatur- und Druckbedingungen im Bohrloch zu stabilisieren, aus synthetischen Kohlenwasserstoffen hergestellt werden kann, wie erfindungsgemäß schrieben.
Die GB-A-2 166 782 betrifft eine Bohrspülung, die ein isoaliphatisches Kohlenwasserstofföl enthält, das ein Olefin-Oligomer enthalten kann. Die Oligomere werden gemäß M06-D-Verfahren erhalten, das Oligomere ergibt, die sich struktuell von den vorliegenden Oliomeren unterscheiden.
Somit stellt die Erfindung eine Bohrspülung, wie definiert in Anspruch 1, und die Verwendung eines synthetischen Kohlenwasserstofföls, wie definiert in Anspruch 11, bereit.

Zusammenfassung der Erfindung

Die Erfindung betrifft eine im wesentlichen nicht umweltverschmutzende, im wesentlichen nicht toxische Bohrspülung mit einer kontinuierlichen Phase, bestehend aus synthetischen Kohlenwasserstoffen. Somit stellt die Erfindung eine Bohrspülung, wie definiert in Anspruch 1, und die Verwendung eines synthetischen Kohlenwasserstofföls, wie definiert in Anspruch 11, bereit. Die synthetischen Kohlenwasserstoffe, die in der Praxis der Erfindung verwendet werden, sind verzweigte Oligomere, die aus einem oder mehreren α-Olefinen (ungesättigten Kohlenwasserstoffen), enthaltend eine C&sub2;-C&sub1;&sub4;-Kettenlänge synthetisiert werden, wobei die Oligomere ein mittleres Molekulargewicht von 120-1000 aufweisen. Bei den bevorzugten Ausführungsformen der Erfindung sind die synthetischen Kohlenwasserstoffe verzweigte Oligomere, die aus einem oder mehreren α-Olefinen synthetisiert werden, enthaltend eine C&sub2;-C&sub1;&sub2;-Kettenlänge, und wobei die Oligomere ein mittleres Molekulargewicht von 160-800 aufweisen. Bei den besonders bevorzugten Ausführungsformen der Erfindung sind die synthetischen Kohlenwasserstoffe verzweigte Oligomere, die aus einem oder mehreren α-Olefinen, enthaltend eine C&sub2;-C&sub1;&sub0;-Kettenlänge, synthetisiert werden, und wobei die Oligomere ein mittleres Molekulargewicht von 200-600 aufweisen. In jedem Falle muß das synthetische Kohlenwasserstoffgemisch Leistungs- und Viskositätseigenschaften aufweisen, die die funktionelle Verwendung als Bohrspülung oder als Bestandteil einer Bohrspülung auf Ölbasis gestattet. In ihrer breitesten Form sollte das synthetische Kohlenwasserstoffgemisch eine Viskosität von 1,0 bis 6,0 mm²/S (Centistokes), vorzugsweise eine Viskosität von 1,5 bis 5,0 mm²/S (Centistokes) und besonders bevorzugt eine Viskosität von 1,5 bis 3,5 mm²/S (Centistokes) aufweisen. Die erfindungsgemäßen synthetischen Kohlenwasserstoffe können hydriert (gesättigt), teilweise hydriert oder nicht hydriert sein.
Öle, wie Diesel- oder Mineralöle, die direkt oder indirekt aus Rohöl hergestellt werden, werden traditionell als Basisöle für Bohrspülungen auf Ölbasis eingesetzt. Diese Öle enthalten eine große Vielzahl von Kohlenwasserstoffverbindungen, einschließlich Aromaten und geradkettigen Paraffinen. Die Abwesenheit von diesen und die Einheitlichkeit der Kohlenwasserstoffanzahlen unterscheiden die erfindungsgemäßen synthetischen Kohlenwasserstofföle von den aus Erdöl stammenden Ölen.
Die erfindungsgemäßen synthetische Kohlenwasserstofföle werden durch Oligomerisation von α-Olefinen hergestellt. Die resultierenden Öle sind Gemische von verzweigten Kohlenwasserstoffmolekülen mit Kohlenstoffanzahlen, die gerade Vielfache des Grundolefins sind. Beispielsweise enthält ein aus C&sub8;-α-Olefinen hergestelltes synthetisches Kohlenwasserstofföl nur Moleküle die C&sub8;, C&sub1;&sub6;, C&sub2;&sub4;, C&sub3;&sub2; etc. sind. Diese Öle können hydriert werden, um eine vollständige Sättigung zu erreichen, oder sie können teilweise hydriert sein oder nicht hydriert belassen werden. Vorzugsweise enthalten sie keine Aromaten. Da diese Öle synthetische Materialien sind, können ihre Molekülgröße und Struktur und daher ihre Leistungsmerkmale vorhersagbar und nachvollziehbar kontrolliert werden. Es ist ferner möglich, Gemische dieser Öle und auch aus Kombinationen von α-Olefinen synthetisierte Öle zu verwenden.
Vor der Erfindung war es nicht klar, daß (1) die synthetischen Kohlenwasserstofföle stabile inverse Emulsionen bereitstellen und daß diese inversen Emulsionen behandelt werden können, um Feststoffe zu suspendieren; (2) die Suspensionen unter den während des Bohrens unterirdischer Öl- und Gasbohrlöcher angetroffenen Temperatur- und Druckbedingungen stabil bleiben; (3) die resultierenden Schlämme günstige Toxizitätseigenschaften besitzen.
Die betreffenden synthetischen Kohlenwasserstoffe sind rein und gegenüber dem pflanzlichen und tierischen Leben im Wasser minimal toxisch. Die Hauptausführungsform der Erfindung umfaßt Bohrspülungen, wobei das synthetische Kohlenwasserstofföl die kontinuierliche Phase einer Bohrspülung auf Ölbasis enthält.
Die erfindungsgemäßen Bohrspülungszusammensetzungen sind aufgrund ihrer minimalen Toxizität verbesserte Zusammensetzungen zur Off-shore- und On- shore-Verwendung. Diese Zusammensetzungen sind stabile Bohrspülungen, die wirksame Ersatzmittel für die herkömmlichen Ölschlämme sind. Mysid-Krabben werden in Biotests mit im Labor hergestellten Bohrfluiden, die die synthetischen Kohlenwasserstoffe enthalten, verwendet und haben eine ausgezeichnete Überlebensfähigkeit gezeigt.
Die erfindungsgemäße verbesserte Bohrspülung zeigt die funktionellen Merkmale einer auf Öl basierenden Bohrspülung und die Umweltverträglichkeit der meisten auf Wasser basierenden Bohrspülungen. Insbesondere ist die erfindungsgemäße verbesserte Bohrspülung im Vergleich zu den herkömmlichen, auf Öl basierenden Bohrspülungen durch verbesserte Toxizitäts- und Umweltverschmutzungseigenschaften und im Vergleich zu Bohrspülungen auf Wasserbasis durch eine besonders verbesserte Schmierfähigkeit und Bohrlochstabilität gekennzeichnet.
Bei alternativen Ausführungsformen der Erfindung kann die verbesserte Bohrspülung Netzmittel, Vikositätsregler und weitere Materialien enthalten, die für die Entwicklung und Formulierung von Bohrspülungen gebräuchlich sind. Wie vorstehend erwähnt, ist es essentiell, daß die zur Verwendung bei einer bestimmten Bohrlochanwendung ausgewählte und formulierte Bohrspülung mit den Bedingungen des Bohrloches im Gleichgewicht steht. Darum können weitere Bestandteile zugesetzt werden, obwohl der Grundbestandteil gleich bleibt, d. h. ein synthetischer Kohlenwasserstoff.

Kurze Beschreibung der Zeichnungen

Die Zeichnungen sind zur Erläuterung der funktionellen Merkmale der synthetischen erfindungsgemäßen Kohlenwasserstoff-Bohrspülungen beigefügt. Insbesondere stammen die in den Fig. 1 bis 4 dargestellten Daten von Tests, die auf einem Huxley-Bertram-HTHP-Rotationsviskosimeter durchgeführt wurden.
Fig. 1 ist eine graphische Darstellung des Schlammgewichtes in Abhängigkeit von der Temperatur bei verschiedenen Drücken unter Verwendung eines Ölschlamms von 1,7 g/cm³ (14,0 ppg) mit einem Öl/Wasser-Verhältnis von 50/50 unter Verwendung von nicht hydriertem Poly-α-Octenöl, wobei das Öl eine Viskosität von 15 mm²/S (cSt) bei 22ºC (72ºF), wie gemessen bei 300 U/min auf einem Fann-V-G-Meter-Rotationsviskosimeter, aufweist.
Fig. 2 ist eine graphische Darstellung der Viskosität bei 511 S&supmin;¹ in Abhängigkeit von der Temperaturen bei verschiedenen Drücken für den gleichen Ölschlamm wie in Fig. 1.
Fig. 3 ist eine graphische Darstellung des Schlammgewichtes in Abhängigkeit von der Temperatur bei verschiedenen Drücken unter Verwendung eines Ölschlamms von 9,7 ppg mit einem Öl/Wasser-Verhältnis von 40/60 unter Verwendung des synthetischen Öls Emery 3002.
Fig. 4 ist eine graphische Darstellung der Viskosität bei 511 S&supmin;¹ in Abhängigkeit von der Temperatur bei verschiedenen Drücken für das gleiche Öl wie in Fig. 3.

Beschreibung der bevorzugten Ausführungsform

Die Erfindung betrifft minimal toxische, auf Öl basierende Bohrspülungen, die funktionell in der Lage sind, zusätzliche Bohrlochfunktionen durchzuführen, wie als Abtastfluid, Dichtungsfluid, Komplettierungsfluid, Aufwältigungsfluid und Kernfluid. Die erfindungsgemäßen Bohrspülungszusammensetzungen können je nach Endanwendung der Spülung unter Verwendung geeigneter Emulgatoren, Vikositätsregler, Schwermaterialien und Suspensionsmitteln modifiziert werden. Die folgende Tabelle zeigt die bevorzugten olefinischen Verbindungen, aus denen die verzweigten oligomeren und polymeren synthetischen Kohlenwasserstofföle hergestellt werden können.

Kohlenstoffatome Verbindung

C&sub2; Ethylen
C&sub3; Propen
C&sub4; Butene-1, Isobuten
C&sub5; Penten
C&sub6; Hexen
C&sub7; Hepten
C&sub8; Octen
C&sub9; Nonen
C&sub1;&sub0; Decen
C&sub1;&sub2; Dodecen
C&sub1;&sub3; Tridecen
C&sub1;&sub4; Tetradecen
Zur erfindungsgemäßen Verwendung sind verschiedene synthetische Kohlenwasserstoffe im Handel erhältlich. Beispielsweise Polypropylene von der Firma AMOCO Chemical Company, Produktnummern Nr. 9009 und Nr. 9011; und von der Firma Chevron Chemical Company's ein als Polymer-560 bezeichnetes Produkt; die Polybutene Indopol L-14 und H-15, die von der Firma AMOCO Chemical Company angeboten werden, ebenso sind Gemische, die dimere, trimere und tetramere Oligomere von 1-Decen enthalten, von den Firmen Emery, Mobil, Ethyl und Chevron Corporations bei der Erfindung geeignet. Diese synthetischen Kohlenwasserstofföle können auch gemischt werden, um die gewünschten chemischen Merkmale zu erzielen, die je nach Endanwendung des Produktes bestimmt werden.
Wie hier bereits erwähnt, sind die synthetischen Kohlenwasserstoffe, die in der Praxis der Erfindung eingesetzt werden, durch die Parameter von Kettenlänge und Molekulargewicht gekennzeichnet. Geeignete synthetische Kohlenwasserstofföle bestehen aus verzweigten Oligomeren, die aus einem oder mehreren α-Olefinen synthetisiert werden und eine C&sub2;-C&sub1;&sub4;-Kettenlänge enthalten, und worin die Oligomere ein durchschnittliches Molekulargewicht von 120 bis 1000 aufweisen. Bei den bevorzugten Ausführungsformen der Erfindung sind die synthetischen Kohlenwasserstoffe verzweigte Oligomere, die aus einem oder mehreren α-Olefinen synthetisiert werden, die eine C&sub2;-C&sub1;&sub2;-Kettenlänge enthalten, und worin die Oligomere ein mittleres Molekulargewicht von 160 bis 800 aufweisen. Bei den meisten bevorzugten Ausführungsformen der Erfindung sind die synthetischen Kohlenwasserstoffe verzweigte Oligomere, die aus einem oder mehreren α-Oligomeren synthetisiert werden, die eine C&sub2;-C&sub1;&sub0;-Kettenlänge enthalten, und worin die Oligomere ein mittleres Molekulargewicht von 200 bis 600 aufweisen.
In jedem Fall muß das synthetische Kohlenwasserstoffgemisch Leistungs- und Viskositätsmerkmale aufweisen, die die funktionelle Brauchbarkeit als Bohrspülung gestatten. In seiner breitestens Form sollte das synthetische Kohlenwasserstoff oder Kohlenwasserstoffgemisch eine Viskosität von 1,0 bis 6,0 mm²/S (Centistokes), vorzugsweise eine Viskosität von 1,5 bis 4,0 mm²/S (Centistokes) und besonders bevorzugt eine Viskosität von 1,5 bis 3,5 mm²/S (Centistokes) aufweisen. Die erfindungsgemäßen synthetischen Kohlenwasserstoffe können hydriert (gesättigt), teilweise hydriert oder nicht hydriert sein. Zur Sicherheit an der Bohrstelle sollte der Flammpunkt des Öls über 66ºC (150 ºF) und vorzugsweise über 93ºC (200ºF) liegen.
Die Grenzflächenspannung zwischen Öl und Wasser ist sehr hoch, so daß sich die Flüssigkeiten, wenn sie miteinander vermischt werden, sofort unter Minimierung des Grenzflächenbereiches mechanisch trennen, wenn das Rühren unterbrochen wird. Durch die Erniedrigung der Grenzflächenspannung mit einem oberflächenaktiven Mittel läßt sich mit einer Flüssigkeit eine stabile Dispersion von feinen Tröpfchen in der anderen Flüssigkeit bilden. Je geringer die Grenzflächenspannung, desto kleiner sind die Tröpfchen und desto stabiler ist die Emulsion. In den meisten Emulsionen ist Öl die disperse Phase, und Wasser ist die kontinuierliche Phase. Allerdings können "inverse Emulsionen" gebildet werden, in denen Wasser die disperse Phase ist, und unter Verwendung eines geeigneten Emulgators kann eine geeignete Emulsion gebildet werden.
Ob eine Öl-in-Wasser- oder Wasser-in-Öl-Emulsion gebildet wird, hängt von der relativen Löslichkeit des Emulgators in den zwei Phasen ab. So bildet sich mit einem vorzugsweise wasserlöslichen oberflächenaktiven Mittel, wie Natriumoleat, eine Öl-in-Wasser-Emulsion, da es die Grenzflächenspannung auf der Wasserseite der Öl-Wasser-Grenzfläche herabsetzt und sich die Grenzfläche in Richtung der Seite mit der größeren Oberflächenspannung unter Bildung eines von Wasser umschlossenen Öltröpfchens krümmt. Andererseits sind Calcium- und Magnesiumoleate in Öl, aber nicht in Wasser löslich und bilden somit Wasser-in- Öl-Emulsionen.
Eine inverse Wasser-in-Öl-Emulsion weist als kontinuierliche Phase Öl auf. Gleichermaßen kann der erfindungsgemäße synthetische Kohlenwasserstoff bis zu 100 Vol.-% der gesamten Zusammensetzung enthalten. Normalerweise wird diesen Zusammensetzungen Wasser, in der Regel in Form von Salzlösung, zugesetzt. Der Bohrspülung kann Wasser bis zu einem Volumen von 70% zugesetzt werden, beispielsweise von 5 bis 70 Vol.-%, bezogen auf die gesamte Bohrspülung. Bei bevorzugteren Ausführungsformen wird Wasser von 5 bis 65 Vol.-% zugesetzt, und bei der besonders bevorzugten Ausführungsform wird Wasser von 10 bis 60 Vol.-% zugesetzt. Diese Salzlösungen enthalten Salze, wie NaCl und/oder CaCl, in unterschiedlichen Mengen im Bereich von bis zu 40 Gew.-%.
Die Zusammensetzungen einer Ausführungsform der Erfindung erfordern Emulgatoren, um die Salzlösung oder die Wasserphase in die kontinuierliche Phase von synthetischem Kohlenwasserstoff einzuarbeiten. Für diese Anwendung stehen verschiedene Emulgatoren zur Verfügung. Emulgatoren sind chemische Verbindungen, die sowohl einen oleophilen als auch hydrophilen Teil aufweisen. Die Emulgatoren, die sich in den erfindungsgemäßen Emulsionen als nützlich erwiesen haben, sind Fettsäuren, Seifen von Fettsäuren und Fettsäurederivate, einschließlich Amidoaminen, Polyamiden, Polyaminen, Estern (wie Sorbitanmonooleatpolyethoxylat, Sorbitandioleatpolyethoxylat), linidazolinen, Alkoholen, und Kombinationsderivate hiervon. Mischungen dieser Materialien sowie andere Emulgatoren können für diese Anwendung verwendet werden. Versacoat® und Versacoat® N. S. sind Emulgatoren, die von der Firma N-I Drilling Fluids Company hergestellt und vertrieben werden.
Die erfindungsgemäßen Bohrspülungszusammensetzungen auf Ölbasis können eine zusätzliche Chemikalie enthalten, die als Netzmittel bekannt ist. Verschiedene Netzmittel sind erhältlich und können in den Zusammensetzungen enthalten sein. Die enthaltenen Netzmittel sind Fettsäuren, rohes Tallöl, oxidiertes rohes Tallöl, organische Phosphatester, modifizierte Imidazoline und Amidoamine, aromatische Alkylsulfate und -sulfonate und dergleichen und Kombinationen oder Derivate hiervon, sie sind jedoch nicht hierauf beschränkt. Versawet® und Versawet® NS sind Netzmittel, von der Firma M-I Drilling Fluids Company die hergestellt und vertrieben werden.
Organophile Tone, in der Regel Amin-behandelte Tone, werden ebenfalls als Vikositätsregler in der erfindungsgemäßen Bohrspülungszusammensetzung auf Ölbasis verwendet. Weitere Vikositätsregler, wie öllösliche Polymere, Polyamidharze, Polycarbonsäuren und Seifen, können auch verwendet werden. Die in der Zusammensetzung verwendete Menge an Vikositätsregler kann je nach Endanwendung der Zusammensetzung variieren. Allerdings sind für die meistens Anwendungen in der Regel etwa 0,1% bis 10 Gew.-% ausreichend. VG-69 ist ein organisches Tonmaterial, das von der Firma N-I Drilling Fluid Company vertrieben wird.
Die erfindungsgemäße Bohrspülungszusammensetzung kann gegebenenfalls ein Schwermaterial enthalten. Die Menge hängt von der gewünschten Dichte der Endzusammensetzung ab. Die bevorzugten Schwermaterialien umfassen Baryt, Eisenoxid, Calciumcarbonat und dergleichen, sind jedoch nicht darauf beschränkt. Das Schwermaterial wird typischerweise unter Erhalt einer Bohrspüldichte bis zu 3 g/cm³ (24 pounds/gal) vorzugsweise bis zu 2,50 g/cm³ (21 pounds/gal) und besonders bevorzugt bis zu 2,3 g/cm³ (19,5 pounds/gal) zugesetzt.
Schließlich können dem erfindungsgemäßen Bohrspülungssystem Fluidverlust- Kontrollmittel, wie modifizierte Lignite, Polymere, Asphaltverbindungen und dergleichen zugesetzt werden.
Die folgenden Beispiel sind zum Zwecke der Erläuterung der Toxizitäts- und Leistungsmerkmale der erfindungsgemäßen synthetischen Kohlenwasserstoffe beigefügt. Die Tests wurden gemäß den Verfahrensweisen im API Bulletin RP 13B-2, 1990 durchgeführt. Die folgenden Abkürzungen werden mitunter bei der Beschreibung der Ergebnisse der Experimente angewandt:
"PV" ist eine plastische Viskosität, die eine Variable darstellt, die bei der Berechnung der Viskositätsmerkmale einer Bohrspülung verwendet wird.
"YP" ist die Streckgrenze, die eine andere Variable darstellt, die bei der Berechnung der Viskositätsmerkmale von Bohrspülungen verwendet wird.
"GELS" ist ein Maß für die Suspensionsmerkmale und die thixotropen Eigenschaften einer Bohrspülung.
"Es" ist der Begriff, der zur Bezeichnung der Stabilität einer Emulsion verwendet wird.

BEISPIEL 1

Zur Bestimmung der Toxizität der synthetischen Kohlenwasserstoffe, von denen bekannt ist, daß sie bei der Erfindung die gewünschten Leistungsmerkmale aufweisen, wurden Tests mit wasserlöslichen Fraktionen der synthetischen Kohlenwasserstoffe durchgeführt, und die Ergebnisse wurden mit Stand der- Technik-Ölen verglichen. Die Schlußfolgerungen hinsichtlich der Toxizität beruhen auf einer Bestimmung und einem Vergleich der Konzentration des synthetischen Kohlenwasserstoffes in der wäßrigen Phase, die für 50 % der lebenden Testorganismen nach 96 h kontinuierlicher Exposition letal ist. Die bei den Tests verwendeten Wassertiere waren Mysid-Krabben (Mysidopsis Bahia). Die ausführliche Vorgehensweise des Testverfahrens wird gefunden bei "Duke, T. W., Parrish, P. R., etc. "Acute Toxicity of Eight Laboratory Prepared Generic Drilling Fluids to Mysids (Mysidopsis Bahia)", EPA-600/3-84-067 1984.
Biotests wurden unter Verwendung der suspendierten Teilchen-Phase ("SPP") des Bohrschlamms gemäß dem Protokoll der U. S.-Umweltbehörde in Anhang 3 von "Effluent Limitation Guidelines and New Source Performance Standards: Drilling Fluids Toxicity Test", Federal Register Bd. 50, Nr. 165, 34631-34636, durchgeführt. SPP ist der unfiltrierte Überstand, der aus einem 1 : 9-Gemisch von Testfluid und Meerwasser extrahiert wurde, das 1 h absetzen gelassen wurde. Zur Herstellung der SPP und der negativen Testkontrollen wurde synthetisches Meerwasser verwendet. Die 1 : 9-Testprobe/Meerwasser-Aufschlämmung wurde durch Rühren ohne Belüftung, 300 ml Schlamm mit 2700 ml Meerwasser, in einem sauberen 1-gal-Glasbehälter für 5 min durchgeführt. Der pH-Wert der Aufschlämmung wurde gemessen und innerhalb von 0,2 pH-Einheiten des Meerwassers unter Verwendung von 6 N HCl eingestellt. Die Aufschlämmung wurde anschließend 1 h absetzen gelassen, und der Überstand (SPP) wurde abdekantiert. Für 100% SPP wurde keine Belüftung durchgeführt, da die gelöste Sauerstoffkonzentration mehr als 65% Sättigung betrug. Der pH-Wert der SPP wurde gemessen und mit 10% HCl weiter eingestellt. Der genaue Biotest wurde unter Verwendung der SPP durchgeführt. Der definitive Biotest wurde mit Testproben unter Verwendung von Testlösungen von 20%, 10%, 5%, 1% und 0,5% SPP gestartet.
Für den definitiven Test wurden jeder der Konzentrationen von Testlösung (SPP) und einer Meerwasserkontrolle 20 Mysid-Krabben zugesetzt. Die Wasserqualität wurde gemessen und die Beobachtungen der Testtiere erfolgte in 24-ständigen Intervallen. Nach 96 h wurde der Test beendet. Ein Standard-Kontrolltest wurde ebenfalls unter Anwendung der gleichen Testmethoden, wie sie für den Bohrschlamm angewandt wurden, durchgeführt. Allerdings wurde für die 5 Testsubstanzkonzentrationen Natriumdodecylsulfat (95% Reinheit) verwendet. Die Ergebnisse der Biotests sind in der folgenden Tabelle als LC&sub5;&sub0;-Wert nach 96 h angegeben.
Die obige Tabelle zeigt, daß die erfindungsgemäßen synthetischen Kohlenwasserstoffe im Vergleich mit den derzeitigen Ölen vom Stand der Technik, die bei der Herstellung von Schlämmen auf Ölbasis verwendet werden, nicht toxisch sind. Alle diese Öle wurden in generischem Schlamm Nr. 7 mit einer Konzentration von 2% getestet.

BEISPIEL 2

Die gleichen Toxizitätstests wurden mit den folgenden Bohrspülungszusammensetzungen durchgeführt und mit anderen Schlämmen auf Ölbasis verglichen.
Der Ölschlamm wurde mit dem Wasser in einem 5-gal-Eimer in einem Verhältnis von 1 Teil Schlamm zu 9 Teilen Meerwasser gemischt und 20 h unter Verwendung eines Lightening-Mischers gerührt. Das Gemisch wurde für mindestens 1 h und nicht mehr als 2 h absetzen gelassen, worauf die Wasserphase, d. h. die wasserlösliche Fraktion, innerhalb von 3 in. von der Oberfläche der abgesetzten Schlanimfeststoffe abgesaugt wurde. Das Wasser wurde anschließend zur Herstellung der entsprechenden Testkonzentration verwendet.

Zusammensetzung 1

Emery 3002, Oligomere von 1-Decen 204,00 g
Wasser 60,55 g
CaCl&sub2; 21,4 g
VERSAWET (oxidiertes rohes Tallöl) 4,0 g
Amidoamin-Emulgator 2,0 g
Amin-behandelter Ton 4,0 g
Vikositätsregler (Amidharz) 1,0 g
Baryt-Schwermaterial 111,7 g

Zusammensetzung 2

Emery 3002 171,00 g
Wasser 50,75 g
CaCl&sub2; 17,9 g
VERSAWET (oxidiertes rohes Tallöl) 4,0 g
Amidoamin-Emulgator 2,0 g
Amin-behandelter Ton 2,0 g
Vikositätsregler (Amidharz) 1,0 g
Baryt-Schwermaterial 329,0 g
Zusammensetzung 1 und Zusammensetzung 2 besaßen 96-h-LC&sub5;&sub0;-Werte von 200000 ppm oder größer. Die erfindungsgemäßen Bohrfluidzusammensetzungen enthalten diese minimal toxischen synthetischen Kohlenwasserstoffe als Grundlage für die Wasser-in-Öl Emulsionsform.

BEISPIEL 3

Das Folgende sind Beispiele für Bohrspülungszusammensetzungen unter Verwendung eines synthetischen Polybuten-Kohlenwasserstoffs, erhalten von der Firma AMOCO Chemical Company (Indopol L-14). Zusammensetzungen, bezügl. Schlammgewicht
Diese Bohrfluidzusammensetzungen besaßen vor und nach Wärmealterung bei 121ºC (250ºF) für 16 h die folgenden physikalischen Eigenschaften. Die rheologischen Eigenschaften wurden bei 66ºC (150ºF) gemessen.
Die obigen Daten zeigen, daß unter Verwendung synthetischer Kohlenwasserstofföle eine stabile inverse Emulsionsbohrspülungszusammensetzung hergestellt werden kann.

BEISPIEL 4

Bei einer weiteren Ausführungsform der Erfindung wurde der synthetische Kohlenwasserstoff Emery 3002, ein synthetisches Öl mit einer Viskosität von ungefähr 2 mm²/S (cSt) bei 100ºC (212ºF), erhalten von Emery Chemical Company, anstelle des Polybutens (Indopol L-14) in Beispiel 3 zur Herstellung der Bohrspülungszusammensetzungen einer Dichte von 10 ppg, 12 ppg, 14 ppg und 16 ppg verwendet.
Die folgenden rheologischen Daten wurden vor und nach der Wärmealterung bei 121ºC (250ºF) erhalten. Die rheologischen Daten wurden bei 49ºC (120ºF) aufgenommen.
Die obigen Daten zeigen, daß mit dem Öl Emery 3002 Formulierungen als stabile Emulsionen verschiedener Dichte hergestellt werden können.

BEISPIEL 5

Um die Verwendung der synthetischen Kohlenwasserstoffe bei der Herstellung von Ölschlamm-Bohrzusammensetzungen mit hohem Wassergehalt zu zeigen, wurden die folgenden Zusammensetzungen hergestellt.

Zusammensetzung 3

Emery 3002 115,43 g
CaCl&sub2; 49,58 g
Kalk 2,0 g
VERSACOAT 6,0 g
VERSAWET 6,0 g
VG-69 4,0 g
Viskositätsregler Amid 1,0 g
Wasser 142,8 g
Baryt 134 g
Die folgenden rheologischen Eigenschaften wurden nach Wärmealterung bei 121ºC (250ºF) für 72 h erhalten:
PV 68
YP 36
GELS 5/12
Es 180

BEISPIEL 6

Bei noch einer weiteren Ausführungsform der Erfindung wurde unter Verwendung des erfindungsgemäßen synthetischen Kohlenwasserstoffes eine wasserfreie Bohrspülungszusammensetzung zur Anwendung in Kernbohrfluiden und Dichtungsfluiden hergestellt. Die folgende Zusammensetzung wurde bei der Herstellung einer wasserfreien Bohrspülung verwendet.

Zusammensetzung 4

Polybuten (1-14) 236 g
VERSAWET 2 g
organischer Ton (VG-69) 4 g
Vikositätsregler (Polyamid) 8 g
Baryt 270 g
Es werden die folgenden rheologische Daten vor und nach Wärmealterung bei 200ºF für 16 h erhalten. Die Rheologie wurde bei 120ºF bestimmt.
Die folgenden Daten zeigen die Wirkung des Druckes auf die Viskosität von 2 mm²/S (cSt) eines synthetischen Kohlenwasserstofföls im Vergleich zu einem typischen Mineralöl. Die Daten zeigen, daß die Viskosität des Basisöls bei zunehmenden Druck steigt. Es kann festgestellt werden, daß die Viskosität des synthetischen Materials bei Umgebungsdruck etwas höher ist. Allerdings ist die Viskosität der beiden Materialien bei 55,2 MPa (8000 psi) etwa gleich. Dies bestätigt, daß unter Verwendung dieses synthetischen Materials zur Herstellung eines Ölschlamms keine unerwarteten Viskositätssprünge auftreten. BEISPIEL 7
Der synthetische Kohlenwasserstoff mit der Viskosität von 2 mm²/S (cSt) wurde anschließend zur Herstellung eines Ölschlamms mit hohem Wassergehalt verwendet. Die verwendete Schlammformulierung war folgende:

Zusammensetzung 5

Emery 3002 Öl 123,0
VERSACOAT N. S. 4,0
VERSAWET N. S. 4,0
Kalk N. S. 2,0
VG-69 U. S. 2,0
Baryt 43,0
CaCl&sub2;-Salzlösung 25% 209,0
Nach der Stabilisierung durch Wärmealterung für 16 h bei 121ºC (250ºF) wurde das System anschließend mit einem Ölfeldschlamm mit hohem Wassergehalt, dessen Basisfluid Mineralöl war, verglichen. Der auf Mineralöl basierende Ölfeldschlamm wurde beim Bohren eines Bohrloches in der Nordsee zufriedenstellend verwendet.
Die Daten aus einer Auftragung der Scherbelastung in Abhängigkeit von der Temperatur mit dem Huxley-Bertram-Viskosimeter zeigten, daß Zusammensetzung 5 auf die beim Bohren von Öl- und Gasbohrlöchern angetroffenen Temperatur- und Druckbedingungen, entsprechend den Mineralöl-Feldschlämmen in den gleichen Labortests, vorhersagbar reagierte.
Die Ergebnisse der Beispiele 1 bis 7 zeigen eindeutig, daß die erfindungsgemäßen synthetischen Kohlenwasserstofföle bei Bohrspülungsanwendungen funktionell wirksam sind, während sie umweltverträglich bleiben.

BEISPIEL 8

Toxizitäts- und Rheologietests wurden mit der folgenden Schlammprobe durchgeführt:

Zusammensetzung 6

ÖL 100%, NICHT HYDRIERTES MPC 221,78 g 1060 (abgeleitet von Decen-1)
Wasser-Salzlösung (25%) 60,08 g
VERSA-WET 4,00 g
VERSA-COAT 4,00 g
VG-69 3,00
Kalk 2,00 g
Baryt 239,64 g
RHEOLOGIE BEI RAUMTEMPERATUR NACH WÄRMEALTERUNG BEI 93ºC (200ºF), 16 H
PV 47
YP 11
GELS 7/9
Es 680

TOXIZITÄT

LC&sub5;&sub0; 938 000 ppm, zeigt minimale Toxizität an.
EMULSIONSSTABILITÄT 680, zeigt stabile Emulsion an.

BEISPIEL 9

Die physikalischen Eigenschaften wurden mit der folgenden Schlammprobe, hergestellt mit 50 % hydriertem Poly-α-olefin MCP-1063, das aus Decen-1 hergestellt wird, gemessen. Das Öl/Wasser Verhältnis betrug 80 : 20.

Zusammensetzung 7

MCP-1063 (teilweise hydriert) 171 g
Wasser 50,75 g
CaCl&sub2; 17,9 g
Emulgator (Versacoat) 2,0 g
Netzmittel 4,0 g
organischer Ton 2,0 g
Baryt (Schwermaterial) 329 g Rheologische Eigenschaften bei 49ºC (120ºF)

BEISPIEL 10

Die physikalischen Eigenschaften wurden mit der folgenden Schlammprobe, hergestellt mit nicht hydriertem Poly-α-olefin MCP-1060, das aus Decen-1 hergestellt wird, gemessen.

Zusammensetzung 8

MCP-1060 187 g
Wasser 55,6 g
CaCl&sub2; 19,6 g
Netzmittel VERSAWET 4,0 g
Sorbitanmonooleat 5,0 g
VG 69 organischer Ton 4,0 g
HRP Amid (organophiler Ton) 1,0 g
Baryt 220,5 g

BEISPIEL 11

Die physikalischen Eigenschaften wurden mit der folgenden Schlammprobe, hergestellt mit nicht hydriertem Poly-α-Olefin MCP-1060, das aus Decen-1 hergestellt wird, gemessen. Dies war ein Schlamm mit einem Öl/Wasser Verhältnis von 80 : 20, einer Dichte von 10,0 ppg, mit einem Schwermaterial von niedrigem spezifischen Gewicht (2,7).

Zusammensetzung 9

GEWICHT
MCP-1060 (nicht hydriert) 176,12
Wasser 54,57
CaCl&sub2; 18,91
VERSAWET 4,5
VERSACOAT 4,0
VG 69 4,0
Kalk 2,0
CaCO&sub3; (Schwermittel) 154,49
Für die Zwecke der folgenden Beispiele wurde für bestimmte Zusammensetzungen das folgende Labormischverfahren angewandt. Diese Verfahren ist als typisch bereitgestellt und wurde nicht für alle Proben eingesetzt.

MISCHVERFAHREN

(A) Öl wird abgemessen, in einen Mischbecher gegossen, das Mischen wird begonnen, langsam wird organischer Ton zugesetzt. Es wird 30 min bei 9000 U/min mit einem Hamilton-Beach-Mischer gemischt.
(B) Der Mischbecher wird mit der Probe vom Mischer genommen, und Emulgator (VERSACOAT) und Netzmittel (VERSAWET) werden in den Becher eingewogen. Der Becher wird zurück in den Mischer gestellt. Es wird 10 min bei 9000 U/min gemischt.
(C) Mit laufendem Mischer wird langsam Calciumcarbonat zugesetzt und 10 min bei 9000 U/min gemischt.
(D) Salzlösung wird in einem graduierten Zylinder abgemessen und langsam unter Mischen der Probe in den Mischbecher gegossen. Es wird 30 min bei 9000 U/min gemischt.
(E) Das Schwermaterial wird gewogen und dem Mischbecher langsam unter Rühren bei 9000 U/min zugesetzt. Es wird 30 min gemischt.
(F) Die Probe wird von Mischer genommen, und Rheologie und Emulsionsstabilität werden bei 49ºC (120ºF) bestimmt.
(G) Der Schlamm wird nochmals 3 min gemischt und für den Test bei 93ºC (200ºF) in eine Wärmealterungszelle gegeben. Die Probe wird 16 h bei 93 ºC (200ºF) geschleudert.
(H) Die Zelle wird nach 16 h in dem Taumeltrockner herausgenommen und mit Luft auf Raumtemperatur abgekühlt.
(I) Der Schlamm wird nochmals 10 min bei 9000 U/min auf einem Hamilton- Beach-Mischer gemischt.
(J) Rheologie und Emulsionsstabilität werden bei 120ºF geprüft.

BEISPIEL 12

Die folgende Ölschlarnmprobe wurde unter Verwendung von nicht hydriertem 1060 Öl hergestellt und auf ihre physikalischen Eigenschaften getestet. Es handelte sich um einen Schlamm von 1,7 g/cm³ (14 pounds/gal) mit einem Öl- Wasser-Verhältnis von 50 : 50.

Zusammensetzung 10

Öl 1060 128,76 cc
25% CaCl&sub2;-Salzlösung 139,44
Baryt 303,30
VERSACOAT 4,0
VERSAWET 4,0
Kalk 2,0

BEISPIEL 13

Das folgende Beispiel zeigt die Eigenschaften von Ölschlämmen, hergestellt mit nicht hydriertem MCP 1060-Öl, beim Mischen mit Baryt und Hämatit von unterschiedlichem spezifischen Gewicht bei demselben Öl-Wasser-Verhältnis von 70 : 30. Zusammensetzung 11

BEISPIEL 14

Das folgende Beispiel zeigt die Eigenschaften eines Ölschlamms, hergestellt mit nicht hydriertem C&sub8;-Oligomer-Öl. Es handelte sich um einen Schlamm von 1,7 g/cm³ (14 pounds/gal) mit einem Öl/Wasser-Verhältnis von 50 : 50.

Zusammensetzung 12

Öl C&sub8;-Oligomere 128,76 cc
25% CaCl&sub2;-Salzlösung 139,44 cc
Baryt 303,30 g
VERSACOAT 4,0 g
VERSAWET 4,0 g
Kalk 2,0 g

Anfangswerte bei 49ºC (120 ºF)

PV 115
YP 43
GELS 16/30
ES 380
Zusammensetzung 12 wurde in dem Huxley-Bertram-Hochtemperatur- Hochdruckviskosimeter Temperatur und Druck ausgesetzt. Die Ergebnisse sind in den Fig. 1 bis 2 graphisch dargestellt. Dieses Fluid reagierte auf Temperatur und Druck in einer Weise, die für die Verwendung als Bohrspülung beim Bohren von Öl- und Gasbohrlöchern geeignet war.

BEISPIEL 15

Die folgende Schlammprobe wurde mit einem oligomeren hydrierten Octen-Poly- α-olefin hergestellt. Es handelte sich um einen Schlamm von 1,7 g/cm³ (14 pounds/gal), hergestellt mit einem Öl/Wasser-Verhältnis von 50 : 50.

Zusammensetzung 13

Öl, hydrierte C&sub8;-Oligomere 128,76 cc
25% CaCl&sub2;-Salzlösung 139,44 cc
Baryt 303,30 g
VERSACOAT 4,0 g
VERSAWET 4,0 g
Kalk 2,0 g

Anfangswerte 49ºC (120ºF)

PV 117
YP 48
GELS 17/30
Es 400
Die Zusammensetzungen der Ölschlämme von 1,5 g/cm³ (12 ppg), Öl : Wasser- Verhältnis von 80/20, unter Verwendung der Öle der Zusammensetzung 12 und 13 wurden dem Biotest gemäß den Verfahrensweisen von Beispiel 2 unterzogen. Die LC&sub5;&sub0;-Ergebnisse waren 188 000 bzw. 158 000.

BEISPIEL 16

Ein 9,7-ppg-Ölschlamm mit einem Öl : Wasser-Verhältnis von 40/60 wurde unter Verwendung des synthetischen Öls Emery 3002 formuliert. Der Bohrschlamm wurde in dem Huxley-Bertram-Viskosimeter unter Temperatur und Druck getestet. Die in den Fig. 3 bis 4 gezeigten Ergebnisse zeigen, daß der Schlamm auf Temperatur und Druck in einer Weise reagierte, die mit der Verwendung als Bohrspülung beim Bohren von Öl- und Gasbohrlöchern im Einklang stand.
Die Ergebnisse der Beispiele 8 bis 16 zeigen eindeutig, daß die erfindungsgemäßen synthetischen Kohlenwasserstofföle, ohne Rücksicht darauf, ob sie hydriert oder nicht hydriert waren, unter Verwendung verschiedener Emulgatoren und Schwermaterialien bei Bohrspülungsanwendungen funktionell wirksam sind.

Claims

1. Bohrspülung, aufweisend eine Emulsion einer wäßrigen Phase in einer kontinuierlichen Ölphase, wobei die Bohrspülung aufweist:

(a) eine kontinuierliche Ölphase auf der Basis von synthetischen Kohlenwasserstoffen mit mittleren Molekulargewichten von 120 bis 1000, wobei die synthetischen Kohlenwasserstoffe von alpha-olefinischen Monomeren abgeleitet sind, wobei es sich bei den synthetischen Kohlenwasserstoffen um ein Gemisch von verzweigten Kohlenwasserstoffinolekülen mit Kohlenstoffanzahlen handelt, die gerade Vielfache des Grund-alpha-Olefins sind, wobei die alpha-olefinischen Monomeren aus Kohlenwasserstoffen mit einer Kohlenstoffkette von C&sub2; bis C&sub1;&sub4; ausgewählt sind und wenigstens eine polymerisationsfähige Doppelbindung aufweisen,

(b) einen Wasser-in-Öl-Emulgator und

(c) eine wäßrige Phase bis zu etwa 70 Vol.-% der Bohrspülung.

2. Bohrspülung nach Anspruch 1, wobei die Oligomeren ein mittleres Molekulargewicht von 160 bis 800 aufweisen und die Monomeren eine Kette einer Länge von C&sub2; bis C&sub1;&sub2; enthalten.

3. Bohrspülung nach Anspruch 1, wobei die Oligomeren ein mittleres Molekulargewicht von 200 bis 600 aufweisen und die Monomeren eine Kette einer Länge von C&sub2; bis C&sub1;&sub0; enthalten.

4. Bohrspülung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Viskosität des synthetischen Kohlenwasserstofföls 1,0 bis 6,0 m²/s bei Messung bei 100ºC beträgt.

5. Bohrspülung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der Emulgator aus Fettsäuren, Seifen von Fettsäuren, Amidoaminen, Polyaminen, Polyamiden, Oleatestern, Imidazolinderivaten, Alkoholderivaten und Kombinationen oder Derivaten davon ausgewählt ist.

6. Bohrspülung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, weiter enthaltend ein Benetzungs- oder Netzmittel.

7. Bohrspülung nach Anspruch 6, wobei das Benetzungs- oder Netzmittel aus Fettsäuren, rohem Tallöl, oxidiertem rohem Tallöl, organischen Phosphatestern, modifizierten Imidazolinen, Amidoaminen, aromatischen Alkylsulfaten, Sulfonaten und Kombinationen oder Derivaten davon ausgewählt ist.

8. Bohrspülung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, weiter enthaltend ein Dickungsmittel.

9. Bohrspülung nach Anspruch 8, wobei das Dickungsmittel aus organophilen Tonen, amin-behandelten organophilen Tonen, öllöslichen Polymeren, Polyamidharzen, Polycarbonsäuren, Seifen und Kombinationen oder Derivaten davon ausgewählt ist.

10. Bohrspülung nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei es sich bei den Oligomeren um Oligomere von Ethylen, Propen, Buten-1, Isobuten, Hexen, Hepten, Octen, Nonen, Decen, Dodecen und Kombinationen davon handelt.

11. Verwendung von synthetischen Kohlenwasserstoffen mit mittleren Molekulargewichten von 120 bis 1000, wobei die synthetischen Kohlenwasserstoffe von alpha-olefinischen Monomeren abgeleitet sind, wobei es sich bei den synthetischen Kohlenwasserstoffen um ein Gemisch von verzweigten Kohlenwasserstoffmolekühlen mit Kohlenstoffanzahlen handelt, die gerade Vielfache des Grund-alpha-Olefins sind, wobei die alphaolefinischen Monomeren aus Kohlenwasserstoffen mit einer Kohlenstoffkette von C&sub2; bis C&sub1;&sub4; ausgewählt sind und wenigstens eine polymerisationsfähige Doppelbindung aufweisen, als kontinuierliche Ölphase in einer Bohrspühlung nach einem der Ansprüche 1 bis 10.

12. Verwendung nach Anspruch 11, wobei die Kohlenwasserstoffe wie in einem der Ansprüche 2 bis 4 und 10 definiert sind.

13. Verwendung nach Anspruch 11 oder 12, wobei die Kohlenwasserstoffe weiter ein Benetzungs- oder Netzmittel und/oder ein Dickungsmittel aufweisen, insbesondere wie in Anspruch 7 oder 9 definiert.