DE69733563T2

DE69733563T2 - Additiv zu erhöhung der dichte eines fluids und fluid mit einem derartigen additiv

Info

Publication number: DE69733563T2
Application number: DE69733563T
Authority: DE
Inventors: Alan Christopher Par SAWDON; James Andrew Gorran BRADBURY
Original assignee: Sofitech NV
Current assignee: Sofitech NV
Priority date: 1996-07-24
Filing date: 1997-07-16
Publication date: 2006-05-11
Anticipated expiration: 2017-07-17
Also published as: EP1600489B1; NO328649B1; GB2315505B; GB2315505A; EP0922078A1; US20090124521A1; DK1600486T3; EP1626077A2; EP1600488B1; US7745380B2; DK1626077T3; EP0922078B1; EP1626077B1; DE69733563D1; EP1600486A3; EP1600486B1; EA200500682A1; NO990251D0; US6586372B1; WO1998003609A1

Description

Die Erfindung betrifft Erzeugnisse zur Erhöhung der Dichte der Bohrlochflüssigkeiten erhöhen, welche eingesetzt werden beim Einrichten oder Reparieren von Öl-, Gas-, Injektions-, Wasser- oder Geothermalbohrungen. Die erfindungsgemäßen Erzeugnisse können in allen Bohrlochflüssigkeiten eingesetzt werden, beispielsweise in Flüssigkeiten zum Bohren, Fertigstellen, Packen, Überarbeiten (Reparieren), Stimulieren, Stopfen und Trennen.
Eine der wichtigsten Aufgaben einer Bohrlochflüssigkeit liegt darin, die Stabilität des Bohrlochs zu erhalten, den Strom von Gas, Öl oder Wasser aus den Poren des Gesteins zu regulieren und um beispielsweise zu hindern, dass Gesteinsflüssigkeiten ausströmen oder ausgeblasen werden oder die unter Druck stehenden Gesteinsformationen kollabieren. Die Flüssigkeitssäule in dem Loch übt einen hydrostatischen Druck aus, der proportional zur Tiefe des Lochs und zur Dichte des Fluids ist. Hohe Druckformationen verlangen ein Fluid mit einer spezifischen Dichte von bis zu 3,0.
Zur Erhöhung der Dichte von Bohrlochflüssigkeiten setzt man verschiedene Stoffe ein. Sie umfassen lösliche Salze wie Natriumchlorid, Calciumchlorid und Calciumbromid. Es werden auch pulverisierte Mineralien wie Baryt, Calcit und Hämatit dem Fluid zugesetzt, so dass man eine Suspension hoher Dichte erhält. Bekanntlich werden auch fein verteilte Metalle wie Eisen als Gewichtsmaterial eingesetzt. In diesem Zusammenhang lehrt WO 85/05118 eine Bohrflüssigkeit, in der das Gewichtsmaterial kugelförmige Eisen/Stahl-Teilchen mit einem Durchmesser von weniger als 250 Mikrometer, bevorzugt zwischen 15 und 75 Mikrometer, aufweist. Es wird auch der Einsatz von Calcium- oder Eisencarbonat vorgeschlagen, beispielsweise in der US-A-4 217 229. US-A-4 664 841 offenbart eine nicht-wässrige Dispersion von Feinteilchen. An diesen haften oder sind absorbiert öllösliche Oberflächenmittel und sie sind in einem nicht-wässrigen organischen Lösungsmittel dispergiert.
Von Bohrlochflüssigkeiten wird verlangt, dass die Teilchen eine stabile Suspension bilden und sich nicht gleich setzen. Als zweites wird verlangt, dass die Suspension eine niedrige Viskosität besitzt, damit man sie leichter pumpen kann und damit nicht hohe Drucke entstehen. Weiterhin wird verlangt, dass die Bohrlochflüssigkeitsaufschlämmung niedrige Filtrationsraten (einen geringen Flüssigkeitsverlust) besitzt.
Konventionelle Gewichtsmittel wie pulverisierte Baryte (Baryt) besitzen im Mittel einen Teilchendurchmesser (D₅₀) im Bereich von 10 bis 30 Mikrometer. Um diese Stoffe hinreichend suspendieren zu können, muss man bei Fluiden auf Wasserbasis ein Gelmittel wie Bentonit zusetzen, oder organisch modifiziertes -Bentonit bei Fluiden auf Ölbasis. Man kann auch ein lösliches Polymerviskositätsmittel wie Xantangummi zusetzen, um die Sedimentationsrate des Gewichtsmittels zu reduzieren. Man muss dafür jedoch büßen, indem man zur Erhöhung der Suspensionsstabilität mehr Gelmittel zusetzen muss. Die Fluidviskosität (plastische Viskosität) erhöht sich aber unangenehm, und führt zu einer verminderten Pumpbarkeit. Dies ist offensichtlich auch der Fall, wenn man ein Viskositätsmittel einsetzt.
Die Sedimentation oder „Senkung" des teilchenförmigen Gewichtsmittels wird besonders kritisch bei Bohrlöchern, die mit hohen Winkeln aus der Vertikalen gebohrt werden. Man erhält dann eine Senkung beispielsweise von einem Zoll (2,54 cm) in einer kontinuierlichen Säule, wobei die verminderte Flüssigkeitsdichte längs des oberen Teils der Bohrlochwand vorliegt. Derartige Hochwinkelbohrungen werden häufig über große Distanzen gebohrt, um beispielsweise entfernte Bereiche eines Öllagers zu erreichen. Hierbei ist es besonders wichtig, dass man die plastische Viskosität der Bohrflüssigkeit möglichst klein hält, damit die Druckverluste über der Bohrlochlänge möglichst klein bleiben.
Dies ist auch nicht weniger wichtig bei tiefen Hochdruckbohrungen, wo hochdichte Bohrflüssigkeiten verlangt werden. Hohe Viskositäten führen unter Pumpbedingungen zu einer Erhöhung des Drucks am Boden des Lochs. Diese Erhöhung der sogenannten "äquivalenten Zirkulationsdichte" führt zu einem Aufbrechen von Rissen im Gestein und zu ernsthaften Bohrflüssigkeitsverlusten. Die Stabilität der Suspension ist jedoch wiederum wichtig, will man den hydrostatischen Kopf erhalten, damit kein Ausblasen erfolgt. Diese zwei Ziele, nämlich geringe Viskosität und kleinstmögliche Senkung des Gewichtsmaterials sind schwer zu vereinbaren.
Es besteht daher Bedarf an Materialien zur Erhöhung der Fluiddichte, die zugleich eine bessere Suspensionsstabilität bewirken und zu einer geringeren Viskositätserhöhung führen.
Verminderte Teilchensedimentationsraten kann man bekanntlich erhalten durch eine Verringerung der Teilchengröße.
In der Bohrindustrie ist man aber der Ansicht, dass eine Verringerung der Teilchengröße eine unerwünschte Erhöhung der Viskosität bedingt. Man geht davon aus, dass eine größere Teilchenoberfläche eine erhöhte Wasserabsorption bewirkt.
Chilingarian G. V. und Vorabutor P., 1981, lehren beispielsweise in "Drilling and Drilling Fluids", Seiten 441–444 "Die unterschiedlichen Ergebnisse (d.h., die Erhöhung der plastischen Viskosität) bei einer Veränderung der Teilchengröße in einer Aufschlämmung ist hauptsächlich auf die Größe der Oberfläche zurückzuführen, welche den Absorptionsgrad (das Anbinden) des Wassers bestimmt. Bei einer größeren Fläche wird mehr Wasser absorbiert". Weiter wird gesagt, dass „Viskositätsüberlegungen den Zusatz irgendeines weiteren Feststoffs, der für die Filtrationssteuerung notwendig wäre, nicht erlaubt, wenn nicht die Gesamtfeststoffoberfläche zunächst durch Entfernen eines Teils der bestehenden Tone vermindert wird." Die Hauptzielrichtung dieses Arguments ist, dass kolloidale Feinteilchen aufgrund ihrer Natur eine höhere Oberfläche besitzen; bezogen auf das Volumenverhältnis, und somit signifikant mehr Wasser absorbieren, was die Fluidität des Schlamms vermindert. Sie empfehlen daher und auch andere, dass in aufgewichteten Teilchenschlämmen man die Feinteilchen zur Verminderung der Viskosität entnehmen muss. Dieses Argument oder Konzept ist auch zu finden in "Drilling Practices Manual", herausgegeben von Moore, Seiten 185–189 (1986). Die API-Spezifikation für Baryt als Bohrflüssigkeitsadditiv begrenzt die Gewichtsprozente (w/w) mit weniger als 6 Mikrometer auf höchstens 30%, damit die Viskositätserhöhungen möglichst klein bleibt.
Es ist daher sehr überraschend, dass die erfindungsgemäßen Erzeugnisse, welche sehr fein gemahlene Teilchen mit einem mittleren Teilchendurchmesser (D₅₀) von weniger als 2 Mikrometer enthalten, Bohrlochflüssigkeiten mit geringer plastischer Viskosität sind und zugleich eine erheblich verminderte Sedimentation oder Senkung aufweisen.
Ein erster Aspekt der Erfindung ist die Bereitstellung der Verwendung eines Fluids als Bohrlochflüssigkeit, wobei das Fluid ein Additiv zur Erhöhung der Fluiddichte enthält, das Additiv kolloidale Feststoffteilchen aufweist mit einem gewichtsgemittelten Teilchendurchmesser (D₅₀) von weniger als 2 Mikrometer, die Teilchen mittels eines Dispergierungsmittels deflokkuliert sind und das Dispergierungsmittel beim Mahlen oder Zerkleinern der Teilchen auf die angegebene Teilchengröße eingebracht wurde.
Ein zweiter Aspekt der Erfindung betrifft ein Bohrlochfluid, umfassend ein Additiv zur Erhöhung der Fluiddichte, wobei das Additiv kolloidale Feststoffteilchen mit einem gewichtsgemittelten Teilchendurchmesser (D₅₀) von weniger als 2 Mikrometer aufweist, die Teilchen mittels eines Dispergierungsmittels deflokkuliert sind und das Dispergierungsmittel beim Mahlen oder Zerkleinern der Teilchen auf die angegebene Teilchengröße eingebracht wurde, vorausgesetzt, ist der Feststoff des Additivs zur Erhöhung der Fluiddichte Calciumcarbonat, es kein Calciumcarbonat ist, das mindestens 60 Gew.-% Teilchen mit einem Kugeläquivalenzdurchmesser von weniger als 2 Mikrometer besitzt.
Ein dritter Aspekt der Erfindung betrifft ein Bohrlochfluid auf Ölbasis, umfassend ein Additiv zur Erhöhung der Fluiddichte, wobei das Additiv kolloidale Feststoffteilchen mit einem gewichtsgemittelten Teilchendurchmesser (D₅₀) von weniger als 2 Mikrometer aufweist, die Teilchen durch die Wirkung eines Dispergierungsmittels deflokkuliert sind und wobei das Dispergierungsmittel beim Mahlen oder Zerkleinern der Teilchen auf die angegebene Teilchengröße eingebracht wurde.
Ein vierter Aspekt der Erfindung betrifft ein Verfahren zur Herstellung eines Bohrlochfluids auf Wasserbasis gemäß dem zweiten Aspekt der Erfindung, wobei das Dispergierungsmittel eingebracht wurde beim Mahlen oder Zerkleinern der Teilchen auf die angegebene Teilchengröße und wobei die Kolloidteilchen zugesetzt werden zum Bohrlochfluid als flüssiges Medium, das eine wässrige Phase ist.
Ein fünfter Aspekt der Erfindung betrifft ein Verfahren zur Herstellung eines Bohrlochfluids auf Ölbasis gemäß dem dritten Aspekt der Erfindung, wobei das Dispergierungsmittel beim Mahlen oder Zerkleinern der Teilchen auf der angegebenen Teilchengröße eingebracht wurde und wobei die Kolloidteilchen als flüssiges Medium zum Bohrlochfluid zugesetzt werden, das eine organische Flüssigkeit mit einer kinematischen Viskosität von weniger als 10 Centistokes (10 cm²/s) bei 40°C besitzt und einen Flammpunkt von weniger als 60°C.
Die feinen Teilchen liefern somit Suspensionen oder Aufschlämmungen, die eine verminderte Tendenz zur Sedimentation oder zum Absinken besitzen, wohingegen das Dispergierungsmittel die Wechselwirkungen zwischen den Teilchen reguliert und ein niedrigeres rheologisches Profil herstellt. Es ist die Kombination aus Feinteilchengröße und Kontrolle der kolloidalen Wechselwirkungen, welche die zwei Ziele geringere Viskosität und verminderte Senkung miteinander vereinbart.
Es sei angemerkt, dass Feinteilchen auch in Bohrflüssigkeiten bereits verwendet werden, aber zu einem anderen Zweck. EP-A 119 745 beschreibt eine ultrahochdichte Flüssigkeit zum Verhindern eines Blow-Outs, umfassend Wasser, ein erstes und möglicherweise ein zweites Gewichtsmittel sowie ein Gelmittel aus Feinteilchen mit einem mittleren Durchmesser von 0,5 bis 10 Mikrometer. Die Teilchen des Gelmittels sind so klein, dass sie der Flüssigkeit eine gute statische Gelfestigkeit verleihen und zwar aufgrund der Anziehungskräfte zwischen den Teilchen. Andererseits nutzt die Erfindung die gut dispergierten Teilchen aus. Die Kräfte zwischen den Teilchen führen nämlich zu einem Wegdrücken der anderen Teilchen. Ist die Konzentration der kleinen dispergierten Teilchen ausreichend, so wird kein Gelmittel benötigt.
Erfindungsgemäß wird das Dispergierungsmittel dem teilchenförmigen Gewichtsadditiv zugesetzt, so dass es eine akzeptable Konformation auf der Teilchenoberfläche finden kann. Dies erlaubt eine Manipulation der Kolloid-Wechselwirkungen und eine Kontrolle der Rheologie, schafft eine Toleranz gegenüber Verunreinigungen und verbessert den Flüssigkeitsverlust (die Filtrationseigenschaften). Bei Abwesenheit des Dispergierungsmittels würde die konzentrierte Aufschlämmung der kleinen Teilchen zu einer unpumpbaren Paste oder einem Gel werden. Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform wird das Dispergierungsmittel während des Mahlens oder des Zerkleinerns zugesetzt. Hierdurch wird ein besserer Zustand bei der Dispersion der Teilchen erreicht gegenüber einem nachträglichen Zusatz des Dispergierungsmittels zu den Feinteilchen. Die Gegenwart des Dispergierungsmittels beim Zerkleinern ergibt einzelne Teilchen, die einen effizient gepackten Filterkuchen bilden und so vorteilhaft die Filtrationsraten senken.
Erfindungsgemäß wird das Dispergierungsmittel so gewählt, dass es geeigneten Wechselwirkungsmechanismus zwischen den Kolloidteilchen bewirkt, so dass diese tolerant gegenüber einer Reihe allgemeiner Bohrlochverunreinigungen, einschließlich gesättigtem Salz, werden.
Gemäß einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung besteht das erfindungsgemäße Gewichtsmittel aus Teilchen, die aus einem Material bestehen mit einem spezifischen Gewicht von mindestens 2,68. Hierdurch können Bohrlochflüssigkeiten formuliert werden, welche die meisten Dichteanforderungen erfüllen und dennoch einen Teilchen/Volumen-Verhältnis besitzen, der so niedrig ist, dass das Fluid pumpbar ist.
In einer bevorzugten Ausführungsform der Erfindung ist der gewichtsgemittelte Teilchendurchmesser (D₅₀) des neuen Gewichtsmittels weniger als 1,5 Mikrometer. Dies verbessert die Kenndaten der Suspension hinsichtlich Sedimentation und Senkungs-Stabilität, ohne das die Fluidviskosität zunimmt und das Fluid unpumpbar wird.
Ein Verfahren zum Zerkleinern des Feststoffmaterials zwecks Erhalt eines Materials mit mindestens 60 Gew.-% Teilchen mit weniger als 2 Mikrometer ist beispielsweise aus den britischen Patenten 1 472 701 oder 1 599 632 bekannt. Das Mineral wird in einer wässrigen Lösung in einem Dispergierungsmittel gemischt und dann gemahlen innerhalb eines bewegten fluidisierten Bettes eines teilchenförmigen Mahlmediums über einen Zeitraum, dass die verlangte Teilchengrößenverteilung erreicht wird. Ein wichtiger bevorzugter Aspekt der Erfindung betrifft die Anwesenheit des Dispergierungsmittels in dem Schritt „nasses Mahlen des Minerals". Dies verhindert neue Kristalloberflächen, die beim Zerkleinerungsschritt aus den gebildeten Agglomeraten gebildet werden, welche sich nicht so leicht zerbrechen lassen, wenn sie anschließend mit dem Dispergierungsmittel behandelt werden.
Die erfindungsgemäßen Kolloidteilchen werden als konzentrierte Aufschlämmung entweder in einem wässrigen Medium oder in einer organischen Flüssigkeit bereitgestellt. Im letzteren Fall sollte die organische Flüssigkeit eine kinematische Viskosität von weniger als 10 Centistokes bei 40°C besitzen und aus Sicherheitsgründen einen Flammpunkt von mehr als 60°C. Geeignete organische Flüssigkeiten sind beispielsweise Dieselöl, Mineral- oder weiße Öle, n-Alkane oder synthetische Öle wie Alpha-Olefinöle, Esteröle oder Polyalphaolefine.
Wo die Kolloidteilchen in einen wässrigen Medium bereitgestellt werden, kann das Dispergierungsmittel beispielsweise ein wasserlösliches Polymer mit einem Molekulargewicht von mindestens 2000 Dalton sein. Das Polymer ist ein Homopolymer oder Copolymer von irgendeinem Monomer, ausgewählt aus – aber nicht beschränkt hierauf – der Klasse, umfassend Acrylsäure, Itaconsäure, Maleinsäure oder Maleinsäureanhydrid, Hydroxypropylacrylat Vinylsulfonsäure, Acrylamido-2-Propansulfonsäure, Acrylamid, Styrolsulfonsäure, Acrylphosphatester, Methylvinylether und Vinylacetat. Die Säuremonomere können zu einem Salz wie einem Natriumsalz neutralisiert sein.
Die hochmolekularen Polymere wirken bekanntlich als Flokkulierungsmittel, indem sie die Teilchen miteinander verbrücken, wohingegen niedermolekulare Polymere beispielsweise mit weniger als 10000 als Deflokkulierungsmittel wirken, indem sie negative Gesamtladungen erzeugen.
Es wurde gefunden, wird das Dispergierungsmittel beim Mahlen zugesetzt, Polymere mit mittelgroßem Molekulargewicht im Bereich von 10000 bis 200000 beispielsweise wirksam eingesetzt werden können. Dispergierungsmittel von mittelgroßen Molekulargewicht sind vorteilhaft weniger empfindlich gegenüber Verunreinigungen wie Salz und somit besser geeignet für Bohrflüssigkeiten.
Wo die Kolloidteilchen in einem organischen Medium zugesetzt werden, kann das Dispergierungsmittel ausgewählt sein beispielsweise aus Carbonsäuren mit einem Molekulargewicht von mindestens 150, wie beispielsweise Oleeinsäure und polybasische Fettsäuren, Alkylbenzolsulfonsäure, Alkansulfonsäuren, lineare Alpha-Olefinsulfonsäure oder Erdalkalimetallsalze irgendeines der vorgenannten Säuren, Phospholipide wie Lecithin, synthetische Polymere wie Hypermer OM-1 (Warenzeichen der ICI).
Die Kolloidteilchen umfassen ein oder mehrere Materialien, ausgewählt aus, aber nicht beschränkt hierauf – Bariumsulfat (Baryt), Calciumcarbonat, Dolomit, Ilmenit, Hämatit oder anderen Eisenerzen, Olivin, Sidarit, Strontiumsulfat. Normalerweise werden niederste Bohrlochflüssigkeitsviskositäten von irgendeiner Dichte erreicht, indem man hochdichte kolloidale Teilchen einsetzt. Aber auch andere Überlegungen können die Wahl des Produkts beeinflussen, wie beispielsweise Kosten, lokale Verfügbarkeit und der Energieeinsatz.
Calciumcarbonat und Dolomit besitzen den Vorteil, dass Feststoffreste oder der Filterkuchen einfach durch eine Behandlung mit Säuren entfernt werden kann.
Die Erfindung besitzt überraschend viele Anwendungen in Bohrflüssigkeiten, Zement, hochdichten Flüssigkeiten und Rollrohr(„coiled tubing")-Bohrflüssigkeiten um nur einige zu nennen. Die neuen teilchenförmigen Gewichtsmittel haben die Fähigkeit, den Laminarstrom zu stabilisieren und verzögern den Beginn der Turbulenz. Man kann Flüssigkeiten für verschiedene Anwendungen formulieren, einschließlich Rollrohr-Bohrflüssigkeiten, die sich schneller pumpen lassen, bevor eine Turbulenz auftritt, so dass im Wesentlichen niedrigere Druckabfälle bei äquivalenten Fließraten erzielt werden. Das Vermögen, den Laminarstrom zu stabilisieren, wenngleich überraschend, zeigt sich bei hochdichten Schlämmen mit mehr 20 Pfund pro Gallone (2,39 g/cm³) und höher. Derartige hochdichte Schlämme mit herkömmlichen Gewichtsmitteln, mit einem gewichtsgemittelten Teilchendurchmesser von 10 bis 30 Mikrometer, würden eine Dilatanz besitzen, die einhergeht mit einer Erhöhung des Druckabfalls aufgrund der einsetzenden Turbulenz. Das Vermögen der neuen Gewichtsmittel, den Fluss zu stabilisieren, sogar in Gegenwart einer Komponente mit größeren Partikeln, resultiert dann in hochdichten Fluiden mit annehmbaren rheologischen Eigenschaften bei geringeren Druckabfällen.
Eine weitere unerwartete Anwendung tritt in Zement auf, wobei das neue Gewichtsmittel Aufschlämmungen mit einer geregelten, niedrigen Rheologie erzeugt, so dass der Zement frei an Ort und Stelle gepumpt werden kann. Die verminderte Partikelgröße führt auch zu einer verminderten Abrasion, wohingegen die Suspensionseigenschaften das freie Wasser reduzieren und auch andere Suspensionsproblem, die beim Setzen des Zements auftreten. Der hohe Anteil Feinstoff wirkt auch als wirksames Flüssigkeitsverlust-Kontrollmittel, so dass eine Gasmigration verhindert wird und man festere Zemente erhält.
Die erfindungsgemäßen Flüssigkeiten können auch in Nicht-Ölfeldanwendungen eingesetzt werden, zum Beispiel als Trennflüssigkeit für dichte Medien bei der Gewinnung von Erz oder als Schiffsballastflüssigkeit.
Die nachstehenden Beispiele zeigen die Eigenschaften und die Leistungsfähigkeit der erfindungsgemäßen Bohrlochflüssigkeiten, wenngleich die Erfindung nicht auf die in den Beispielen gezeigten Ausführungsformen beschränkt ist. Alle Versuche erfolgten mit API RP 13B, wo anwendbar. Das Mischen erfolgte auf einem Silverso L2R oder einem Hamilton Beach Mixer. Die Viskosität bei verschiedenen Scherraten (UpM) und andere rheologische Eigenschaften wurden mit einem Fann-Viskosimeter bestimmt. Das Schlammgewicht wurde gemessen mit einer Standard-Schlammskala oder einer analytischen Waage. Der Flüssigkeitsverlust wurde gemessen mit einer Standard-API-Fluid-Loss-Zelle. Bei den metrische Angaben wurden folgende Faktoren für die Umwandlung aus dem U.S. in das metrische Systeme verwendet: 1 gal = 3,785 L; 1 lb = 0,454 kg; 1 lb/gal (ppg) = 0,1198 g/cm³, 1 bbl = 42 gal; 1 lb/bbl; 1 lb/bbl (ppb) = 2,835 kg/m³; 1 lb/100 ft² = 0,4788 Pa.
Die Versuche erfolgten mit unterschiedlichen Baryt-Sorten. Ein Standard-API-Baryt besaß einen gewichtsgemittelten Teilchendurchmesser (D₅₀) von etwa 20 Mikrometer; kommerzieller Baryt (M), hergestellt durch Mahlen und Zerkleinern von Baryt im trockenen Zustand, besaß eine durchschnittlichen Teilchengröße von 3 bis 5 Mikrometer und der erfindungsgemäße kolloidale Baryt ein D₅₀ von 0,5 bis 1,5 Mikrometer, wobei das Dispergierungsmittel während des nassen Mahlens zugesetzt wurde. Die zugehörigen Teilchengrößenverteilungen sind in 1 gezeigt. Das Dispergierungsmittel war IDSPERSE^TM XT (Warenzeichen der Firma Schlumberger), ein anionisches Acryl-Terpolymer mit einem Molekulargewicht von 40 000 bis 120 000 mit Carboxylat und anderen funktionellen Gruppen. Dieses bevorzugte Polymer ist vorteilhaft stabil bei einer Temperatur bis zu 200°C, tolerant gegenüber vielerlei Verunreinigungen, besitzt gute Filtrationseigenschaften und wird nicht einfach von der Teilchenoberfläche desorbiert.
BEISPIEL 1
Es wurden 22 ppg (2,63 g/cm³)-Fluide auf der Basis von Bariumsulfat und Wasser mit Standard-Baryt und erfindungsgemäßen kolloidalem Baryt hergestellt. Die 22 ppg Aufschlämmung von API-Baryt und Wasser wurde ohne Gelmittel hergestellt, welches die Interteilchen-Wechselwirkungen bekämpft (Fluid #1). Fluid #2 beruhte auch auf Standard-Baryt, jedoch nach einem Nachzusatz von 2 Pfund pro Fass (5,7 kg/m³) IDSPERSE XT. Fluid #3 war 100% neues Gewichtsmittel mit 67 Gew.-% Teilchen mit weniger als 1 Mikrometer Größe und mindestens 90% mit weniger als 2 Mikrometer. Die Ergebnisse sind in Tabelle 1 gezeigt.
TABELLE 1
Bei Fluid #1 war die Viskosität sehr hoch und die Aufschlämmung wurde sehr rasch gefiltert; wurde weiteres Material zugesetzt, verminderte sich der Fluidverlust und die Viskosität nahm welter zu. Dieses System besaß eine signifikante Absenkung innerhalb einer Stunde und gab erhebliche Mengen freies Wasser (ca. 10% des Ausgangsvolumen).
Der spätere Zusatz von 2 lb/bbl (5,7 g/cm³) IDSPERSE XT zum System (Fluid #2) verminderte die niedrige Scherratenviskosität, indem die Interteilchenwechselwirkungen bekämpft wurden. Jedoch wegen der Teilchenkonzentration und der mittleren Teilchengröße besaß das Fluid Dilatanz, gekennzeichnet durch die hohe plastische Viskosität und die negative Fließgrenze. Dies hat erhebliche Auswirkungen auf den Druckverlust dieser Flüssigkeiten beim Pumpen. Das Fluid #2 setzte sich beim Stehen sofort.
Im Gegensatz dazu zeigte Fluid #3 eine hervorragend niedrige plastische Viskosität. Die Gegenwart des Dispergierungspolymers bekämpfte die Wechselwirkung zwischen den Teilchen, so dass Fluid #3 pumpbar war und kein Gel. Auch die viel geringere mittlere Partikelgröße stabilisierte das Fließsystem und es war nun bei 1000 s^–1 laminar, was die niedrige plastische Viskosität und die positive Fließgrenze zeigen.
BEISPIEL 2
Die Versuche untersuchen, welche Wirkung der spätere Zusatz des gewählten Polymerdispergierungsmittels hat auf eine Aufschlämmung, enthaltend Gewichtsmittel mit gleich großen Kolloidteilchen. Es wurde gemahlener Baryt (D₅₀ ~ 4 Mikrometer) und zerkleinertes Calciumcarbonat (70 Gew.-% Teilchen mit weniger als 2 Mikrometer) gewählt. Beide besaßen ähnliche Partikelgröße gemäß der hier beschriebenen Erfindung. Die Aufschlämmungen wurden mit einem äquivalenten Teilchen/Volumen-Verhältnis von 0,282 hergestellt; siehe Tabelle II. Die rheologischen Eigenschaften wurden bei 120°F (49°C) bestimmt. Danach erfolgte der Zusatz von 6 ppb (17,2 kg/m³) IDSPERSE XT. Die rheologischen Eigenschaften der so erhaltenen Aufschlämmungen wurden schließlich bei 120°F (siehe Tabelle III) gemessen; es erfolgte zusätzlich ein API-Fluid-Loss-Versuch. TABELLE II
TABELLE III

1 – Gesamt-Fluid-Loss in 26 Minuten
2 – Gesamt-Fluid-Loss in 20 Minuten

Der Gesamt-Flüssigkeitsverlust im API-Versuch zeigt, dass durch den späteren Zusatz des Polymers keine Filtrationskontrolle erreicht wird.
BEISPIEL 3
Dieser Versuch zeigt die Machbarkeit von 24 ppg-Aufschlämmungen [2,87 g/cm³] (0,577 Volumenanteil). Die Fluide enthielten jeweils folgende Komponenten, d. h. Frischwasser 135,4 g, Gesamtbaryt 861,0 g, IDSPERSE XT 18,0 g. Die Baryt-Komponente wurde in der Zusammensetzung gemäß nachstehender Tabelle verändert. TABELLE IV
TABELLE V

* os = außerhalb der Skala

Die Ergebnisse in Tabelle V zeigen, dass API-Baryt aufgrund seiner Partikelgröße und des hohen Volumenanteils, der für hohe Schlammgewichte erforderlich ist, Dilatanz zeigte, d. h. hohe plastische und scheinbare Viskosität und negative Fließgrenzwerte.
Zusatz von feinem Material neigt dazu, den Fluss laminar zu stabilisieren bei höheren Scherraten: die plastische Viskosität nimmt merkbar ab und die Fließgrenze verändert sich von negativ zu positiv. Keine signifikante Erhöhung der Viskosität bei niederen Scherraten (3 UpM) durch kolloidales Baryt.
Diese Ergebnisse zeigen, dass das erfindungsgemäße kolloidale Gewichtsmaterial in Verbindung mit herkömmlichen API-Baryt vorteilhaft verwendet werden kann.
BEISPIEL 4
Achtzehen (18) Pfund pro Gallone (2,15 g/cm³) Aufschlämmung des Gewichtsmittels gemäß der Erfindung wurde formuliert und dann mit verschiedenen allgemeinen Verunreinigungen verunreinigt und bei 300°F (148,9°C) heißgewalzt. Die rheologischen Eigenschaften vor (BHR) und nach (AHR) dem Heißwalzen sind unten gezeigt. Das System besaß hervorragende Beständigkeit gegenüber Verunreinigungen, niedere kontrollierbare Rheologie und gab eine Fluid-Loss-Kontrolle im Standard-API-Schlammtest, wie in nachstehender Tabelle VI gezeigt. Es wurde ein äquivalenter Satz Fluide hergestellt mit herkömmlichen API-Baryt ohne Polymerbeschichtung für den direkten Vergleich der zwei Teilchentypen (Tabelle VII). TABELLE VI (NEUES BARYT)

¹ OCMA = Ocma-Ton, feiner Kugelton, weithin verwendet zur Replikation von Bohrflüssigkeitsverunreinigungen, welche beim Bohren von Schiefersedimenten auftreten.

1 – Gesamt-Fluidloss von 30 Sekunden
2 – Gesamt-Fluidloss von 5 Minuten

Der Vergleich der zwei Datensätze zeigt, dass das erfindungsgemäße Gewichtsmittel den Fluid-Loss hervorragend begrenzt gegenüber API-Baryt. API-Baryt ist zudem empfindlich gegenüber hohe Feststoffverunreinigungen, wohingegen das neue Barytsystem toleranter ist.
BEISPIEL 5
Der Versuch soll zeigen, dass das neue Gewichtsmittel zur Formulierung von Bohrschlämmen mit Dichten über 20 Pfund pro Gallone auf 2,39 g/cm³ verwendet werden kann.
Es wurden zwei Schlammsysteme mit 22 Pfund pro Gallone (2,63 g/cm³) formuliert. Die Gewichtsmittel waren ein Gewichtsmittelgemisch aus 35% w/w neuem Baryt und 65% w/w API-Baryt (Fluid #1) sowie 100% API-Baryt (Fluid Nr. 2). Es wurde jeweils 11,5 Pfund pro Barrel (32,8 kg/m³) STAPLEX 500 (Marke der Firma Schlumberger, Schieferstabilisierer) zugesetzt, 2 Pfund pro Barrel (5,7 g/m³) IDCAP (Marke der Firma Schlumberger, Schieferinhibitor) und 3,5 Pfund pro Barrel (10 kg/m³) KCl. Die anderen Additive hemmten die Bohrflüssigkeit, aber zeigen das Vermögen der neuen Formulierung, mit den anschließenden Polymerzusätzen zurecht zu kommen. Das Fluid wurde heißgewalzt bei 200°F (93,3°C). Tabelle VIII zeigt die Ergebnisse.
TABELLE VIII
100% API-Baryt besaß eine sehr hohe plastische Viskosität und war in der Tat turbulent, wie die negative Fließgrenze zeigt. Nach dem Heißwalzen ist die Rheologie so hoch, dass sie außerhalb der Skala liegt.
BEISPIEL 6
Der Versuch untersucht die Fähigkeit des neuen Gewichtsmittels, die Viskosität der Fluide zu senken. Das Gewichtsmittel ist 100% kolloidales Baryt gemäß der Erfindung. Fluid #15 beruht auf einem Pseudoöl (Ultidrill, Marke der Firma Schlumberger, einelineares Alpha-Olefin mit 14 bis 16 Kohlenstoffatomen). Fluid #16 ist ein Schlamm auf Wasserbasis und enthält ein Viskositätsmittel (0,5 ppb IDVIS, Marke der Firma Schlumberger, ein reines Xanthangummi-Polymer) und ein Fluid-Loss-Bekämpfungsmittel (6,6 ppb IDFLO, Marke der Firma Schlumberger). Fluid #15 wurde auf 200°F (93,3°C) warm gewalzt, Fluid #16 auf 250°F (121,1°C). Nach dem Warmlaufen wurden die in Tabelle IX gezeigten Ergebnisse erhalten. TABELLE IX

¹ Maß für das Gelieren und die Suspensionseigenschaften des Fluids, bestimmt bei 10 s/10 min mit Hilfe eines Fann-Viskosimeters

Selbst wenn die Formulierung nicht optimiert war, zeigt dieser Test doch klar, dass das neue Gewichtsmittel einen Weg darstellt zur Formulierung von Sole-analogen Fluiden, die für Slimhole-Anwendungen geeignet ist oder für Rollrohr-Bohrflüssigkeiten. Das rheologische Profil wird durch den Zusatz der Kolloidteilchen verbessert.
BEISPIEL 7
Der Versuch soll nachweisen, dass das neue Gewichtsmittel für die Formulierung von Completion-Fluiden geeignet ist, bei denen Dichtekontrolle und somit Sedimentationsstabilität Hauptfaktoren sind. Das Gewichtsmittel besteht aus dem neuen kolloidalen Baryt gemäß der Erfindung mit 50 Pfund pro Barrel (142,65 kg/m³) Standard-API-Calciumcarbonat, welches als Verbrückungsfeststoff wirkt. Es wurde ein 18,6 ppg (2,23 g/cm³)-Fluid hergestellt mit 2 Pfund pro Barrel (5,7 kg/m³) PTS 200 (Marke der Firma Schlumberger, pH-Puffer). Der statische Alterungstest erfolgte bei 400°F (204,4°C) über 72 Stunden. Die Ergebnisse sind in der nachstehenden Tabelle gezeigt. Vor und nach dem statischen Altern (BSA – before static ageing; ASA – after static ageing) wurde eine hohe Stabilität gegenüber Sedimentation; es ist zudem das rheologische Profil gezeigt.

* Das freie Wasser ist das Volumen an freiem Wasser, das oben auf dem Fluid auftritt. Der Rest des Fluids hat gleichförmige Dichte.

BEISPIEL 8
Der Versuch zeigt, dass das neue Gewichtsmittel für schwach viskose Fluide tolerant gegenüber pH-Veränderungen ist. Das Gewichtsmittel ist das neue kollodiale Baryt gemäß der Erfindung. Es wurde ein 16 ppg (1,91 g/cm³) Fluid mit Ätznatron formuliert und der pH auf den gewünschten Spiegel eingestellt. Dann wurde die Fluidrheologie und die API-Filtration bestimmt. Die Ergebnisse in der Tabelle unten zeigen eine große Stabilität gegenüber pH-Veränderungen und das rheologische Profil.
BEISPIEL 9
Der Versuch zeigt, dass das neue Gewichtsmittel für die Formulierung niederrheologischer HTHP-Fluide auf Wasserbasis geeignet ist. Das Gewichtsmittel bestand aus neuem kolloidalen Baryt gemäß der Erfindung, mit 10 Pfund pro Barrel (28,53 kg/m³) CALOTEMP (Marke der Firma Schlumberger, Fluid-Loss-Additiv) und ein Pfund pro Barrel (2,85 kg/m³) PTS 200 (Marke der Firma Schlumberger, pH-Puffer). Die 17 ppg (2,04 g/m³) und 18 ppg (2,16 g/cm³) Fluide wurden statisch 72 Stunden bei 250°F (121°C) gealtert. Die in der Tabelle unten gezeigten Ergebnisse zeigen eine gute Stabilität gegenüber Sedimentation, das niedrige rheologische Profil und den anschließenden Filtrationsversuch.

Claims

Verwendung eines Fluids als Bohrlochflüssigkeit, wobei das Fluid ein Additiv zur Erhöhung der Fluiddichte umfasst, das Additiv kolloidale Feststoffteilchen aufweist mit einem gewichtsgemittelten Teilchendurchmesser (D₅₀) von weniger als 2 μm, die Teilchen mittels eines Dispergierungsmittels deflokkuliert sind und das Dispergierungsmittel beim Mahlen oder Zerkleinern der Teilchen auf die angegebene Teilchengröße eingebracht wurde.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die kolloidalen Teilchen aus einem Material mit einer spezifischen Dichte von mindestens 2,68 sind.
Verwendung nach Anspruch 1 oder 2, wobei der D₅₀-Durchmesser der Kolloidteilchen weniger als 1,5 μm ist.
Verwendung nach Anspruch 3, wobei der D₅₀-Durchmesser der Kolloidteilchen mindestens 0,5 μm ist.
Verwendung nach irgendeinem vorhergehenden Anspruch, wobei die Kolloidteilchen aus Bariumsulfat sind, Calciumcarbonat, Dolomit, Ilmenit, Hematit oder anderen Eisenerzen, Olivin, Siderit, Strontiumsulfat oder deren Gemische.
Verwendung nach einem der Ansprüche 1 bis 5 in einem der nachstehenden Verfahren zur Errrichtung oder Behandlung von Ölbohrungen, Gasbohrungen, Wasserbohrungen oder geothermalen Bohrungen, zum Bohren, Komplettieren, Überarbeiten, Packersetten, Stimulieren oder Töten einer Bohrung.
Verwendung nach irgendeinem vorhergehenden Anspruch, wobei das Fluid ein Bohrlochfluid auf Wasserbasis ist.
Verwendung nach Anspruch 7, wobei das Dispergierungsmittel ein wasserlösliches Polymer mit einem Molekulargewicht von mindestens 2000 Dalton enthält und das Polymer ein Homopolymer oer Copolymer eines Monomers ist, ausgewählt aus Acrylsäure, Itaconsäure, Maleinsäure oder Maleinsäureanhydrid, Hydroxypropylacrylatvinylsulfonsäure, Acrylamido-2-propansulphonsäure, Acrylamid, Styrolsulfonsäure, Acrylphosphatester, Methylvinylether und Vinylacetat, und wobei die Säure Monomere auch zu einem Salz wie einem Natriumsalz neutralisiert.
Verwendung nach einem der Ansprüche 1 bis 6, wobei das Fluid ein Bohrlochfluid auf Basis einer organischen Flüssigkeit ist.
Verwendung nach Anspruch 9, wobei das Dispergierungsmittel gewählt ist aus Carbonsäuren mit einem Molekulargewicht von mindestens 150.
Verwendung nach Anspruch 9, wobei das Dispergierungsmittel ein Molekulargewicht von mindestens 150 besitzt und ausgewählt ist aus Oleinsäure, polybasischen Fettsäuren, Alkylbenzolsulfonsäuren, Alkansulfonsäuren, linearen Alpha-Olefinsulfonsäuren, oder den Erdalkalimetallsalzen der vorgenannten Säuren, und Phosphorlipiden.
Bohrlochfluid auf Wasserbasis, umfassend ein Additiv zur Erhöhung der Fluiddichte, wobei das Additiv kolloidale Feststoffteilchen mit einem gewichtsgemittelten Teilchendurchmesser (D₅₀) von weniger als 2 μm aufweist, die Teilchen mittels eines Dispergierungsmittels deflokkuliert sind und das Dispergierungsmittel beim Mahlen oder Zerkleinern der Teilchen auf die angegebene Teilchengröße eingebracht wurde, vorausgesetzt, ist der Feststoff des Additivs zur Erhöhung der Fluiddichte Calciumcarbonat, es kein Calciumcarbonat ist, das mindestens 60 Gew.-% Teilchen mit einem Kugeläquivalenzdurchmesser von weniger als 2 μm besitzt.
Fluid nach Anspruch 12, wobei die Kolloidteilchen einen gewichtsgemittelten Teilchendurchmesser (D₅₀) von weniger als 1,5 μm besitzen.
Fluid nach Anspruch 13, wobei der D₅₀-Durchmesser der Kolloidteilchen mindestens 0,5 μm Durchmesser ist.
Fluid nach einem der Ansprüche 12 bis 14, wobei die Kolloidteilchen aus einem Material mit einer spezifischen Dichte von mindestens 2,68 sind.
Fluid nach einem der Ansprüche 12 bis 15, wobei die Kolloidteilchen aus Bariumsulfat sind, Calciumcarbonat, Dolomit, Ilmenit, Hematit oder anderen Eisenerzen, Olivin, Siderit, Strontiumsulfat oder deren Gemische.
Fluid nach einem der Ansprüche 12 bis 16, wobei das Dispergierungsmittel ein wasserlösliches Polymer aufweist mit einem Molekulargewicht von mindestens 2000 Dalton und das Polymer ein Homopolymer ist oder ein Copolymer eines Monomers, ausgewählt aus Acrylsäure, Itaconsäure, Maleinsäure oder Maleinsäureanhydrid, Hydroxypropylacrylatvinylsulfonsäure, Acrylamido-2-propansulfonsäure, Acrylamid, Styrolsulfonsäure, Acrylphosphatester, Methylvinylether und Vinylacetat, wobei die Säuremonomere auch zu einem Salz wie einem Natriumsalz neutralisiert sein können.
Bohrlochfluid, basierend auf einer organischen Flüssigkeit, umfassend ein Additiv zur Erhöhung der Fluiddichte, wobei das Additiv kolloidale Feststoffteilchen mit einem gewichtsgemittelten Teilchendurchmesser (D₅₀) von weniger als 2 μm aufweist, die Teilchen durch die Wirkung eines Dispergierungsmittels deflokkuliert sind und wobei das Dispergierungsmittel beim Mahlen oder Zerkleinern der Teilchen auf die angegebene Teilchengröße eingebracht wurde.
Fluid nach Anspruch 18, wobei die Kolloidteilchen einen gewichtsgemittelten Teilchendurchmesser (D₅₀) von weniger als 1,5 μm besitzen.
Fluid nach Anspruch 19, wobei der D₅₀-Durchmesser der Kolloidteilchen mindestens 0,5 μm ist.
Fluid nach einem der Ansprüche 18 bis 20, wobei die Kolloidteilchen aus einem Material mit einer spezifischen Dichte von mindestens 2,68 sind.
Fluid nach einem der Ansprüche 18 bis 21, wobei die Kolloidteilchen aus Bariumsulfat sind, Calciumcarbonat, Dolomit, Ilmenit, Hematit oder anderen Eisenerzen, Olivin, Siderit, Strontiumsulfat oder deren Gemische.
Fluid nach einem der Ansprüche 18 bis 22, wobei das Dispergierungsmittel aus Carbonsäures mit einem Molekulargewicht von mindestens 150 ausgewählt ist.
Fluid nach einem der Ansprüche 18 bis 22, wobei das Dispergierungsmittel ein Molekulargewicht von mindestens 150 besitzt und ausgewählt ist aus Oleinsäure, polybasischen Fettsäuren, Alkylbenzolsulfonsäuren, Alkansulfonsäuren, linearen Alpha-Olefinsulfonsäuren, oder Erdalkalimetallsalzen einer der vorgenannten Säuren, und Phospholipiden.
Verfahren zur Herstellung eines Bohrlochfluids auf Wasserbasis nach einem der Ansprüche 12 bis 17, wobei das Dispergierungsmittel beim Mahlen oder Zerkleinern der Teilchen auf die angegebene Teilchengröße eingebracht wurde und wobei die Kolloidteilchen zum Bohrlochfluid als flüssiges Medium, das eine wässrige Phase ist, zugesetzt werden.
Verfahren zur Herstellung eines Bohrlochfluids auf Basis einer organischen Flüssigkeit nach einem der Ansprüche 18 bis 24, wobei das Dispergierungsmittel beim Mahlen oder Zerkleinern der Teilchen auf die angegebene Teilchengröße eingebracht wurde und wobei die Kolloidteilchen als flüssiges Medium zum Bohrlochfluid zugesetzt werden, das eine organische Flüssigkeit mit einer kinematischen Viskosität von weniger als 10 Centistokes (10 mm²/s) bei 40°C besitzt und einen Flammpunkt von mehr als 60°C.
Verfahren nach Anspruch 25 oder 26, wobei die Kolloidteilchen durch Mahlen eines geeigneten Ausgangsmaterials in einem bewegten fluidisierten Bett eines teilchenförmigen Mahlmaterials erhalten werden.