DE69821697T2

DE69821697T2 - Bohrspülungen mit verbesserten Antiabsetzeigenschaften und Methoden zur Herstellung

Info

Publication number: DE69821697T2
Application number: DE69821697T
Authority: DE
Inventors: Keith Mcnally; Hemi Nae; James Gambino
Original assignee: Elementis Specialties Inc
Current assignee: Elementis Specialties Inc
Priority date: 1997-10-01
Filing date: 1998-09-30
Publication date: 2004-12-09
Anticipated expiration: 2018-10-01
Also published as: US6159906A; EP0906946B1; EP0906946A1; DE69821697D1; CA2246205A1

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft verbesserte Fluide, die in der Ölförderindustrie als Bohrfluide oder -schlämme bekannt sind, sowie insbesondere invertierte Emulsionstypen von Bohrfluiden, in denen Wasser in einem Öl-basierten Medium dispergiert ist. Die Erfindung ist insbesondere gerichtet auf die Zurverfügungstellung verbesserter Antiabsetzeigenschaften für solche Bohrfluide, d. h. die Erfindung verstärkt die Fähigkeit derartiger Fluide, in Suspension zu verbleiben und gemeinsam mit dem Fluid eine Vielzahl an Typen fester Partikel zu transportieren.
Die Erfindung offenbart neue Bohrfluide, die sich durch verbesserte Antiabsetzeigenschaften, eine hohe ökologische Akzeptanz und gleichzeitig gute Lager- und Anwendungseigenschaften unterscheiden.
Ein wichtiger Anwendungsbereich für die offenbarten neuen Bohrfluide liegt sowohl bei Bohrlöchern an Land als auch auf hoher See für die Erschließung von Kohlenwasserstofflagerstätten, wobei das Ziel der Erfindung insbesondere ist, industriell verwendbare Bohrfluide mit verbesserten Antiabsetzeigenschaften verfügbar zu machen. Die neuen Bohrfluidsysteme können ebenfalls bei anderen Land-basierten Bohroperationen eingesetzt werden als solchen nach Öl oder Kohlenwasserstoffen.
Beschreibung des Standes der Technik
Antiabsetzeigenschaften von Bohrfluiden
Früher wurde das Bohrlochbohren mit Hammerbohrern durchgeführt. Kurz nach der Aufnahme kommerzieller Ölbohroperationen in den Vereinigten Staaten in Pennsylvania und Ohio führte die Ölindustrie motorgetriebene Rotationsbohrmeißel ein, die "Bohrschlämme" oder Bohrfluide gemeinsam mit den motorgetriebenen Bohrern verwendeten. Bohrfluide sind über die aufeinanderfolgenden Jahre vielfach Gegenstand von Entwicklungen gewesen, wobei sich die Entwicklung bis heute fortsetzt.
Bohrfluide in ihrer nahezu unendlichen Vielfalt müssen heutzutage unter Druck pumpbar sein nach unten durch die Ketten des Bohrerrohres, dann durch und um den Bohrerkronenkopf herum tief in der Erde und dann an die Erdoberfläche zurückkehren durch einen Annulus zwischen der Außenseite des Bohrerstamms und der Lochwandung oder -umhüllung. Manchmal wird eine Umhüllung um die natürliche Oberfläche der Lochwand installiert, während das Loch bis auf eine Zieltiefe gebohrt wird.
Bohrbasisschlämme, die flüssigen Träger des Systems, umfassen häufig Öle (Diesel, Mineralöl und Poly(alpha-olefine)), Propylenglycol, Methylglucoside, modifizierte Ester und Ether, Wasser und Emulsionen von Öl und Wasser in unterschiedlichen Proportionen.
Über die Zurverfügungstellung von Bohrschmierung und -effiziez sowie das Zurückdrängen von Abnutzung hinaus müssen Bohrfluide eine Anzahl an wichtigen miteinander in Beziehung stehenden Funktionen erfüllen, die für diese Fluide unter dem Begriff "Anti-Absetzen" fallen, um die Minimalanforderungen für kommerzielle Bohrfluide zu erfüllen. Diese Funktionen können wie folgt gruppiert werden:

(1) Das Fluid muss zwecks Auslese und Entsorgung feste Partikel suspendieren und an die Oberfläche transportieren,
(2) das Fluid muss zusätzliche Beschwerungsagenzien suspendieren (um die spezifische Schwerkraft des Schlamms zu erhöhen), allgemein feingemahlenes Barit (Bariumsulfaterz), und
(3) das Fluid muss Ton und andere Substanzen transportieren, die in der Lage sind, an der Bohrlochoberfläche zu haften und diese zu beschichten, sowohl, um ungewünschte Fluide auszuschließen, die angetroffen werden können, z. B. Salzlaken, wobei diese daran gehindert werden, sich mit dem Bohrschlamm zu vermischen und dessen rheologisches Profil zu zerstören, als auch um den Verlust an Druck unten im Loch durch Fluidverlust in poröse Formation zu verhindern.

Die Wechselwirkung dieser Antiabsetzfunktionen kann an der Tatsache gesehen werden, dass nicht gewollte Materialien, die an der Oberfläche zu entfernen sind, nicht nur "Bruchstücke" aus dem Material, durch welches der Bohrer dringt, enthalten können, sondern ebenfalls abgebrochene Stücke der Bohrerkrone selber, verbrauchte Barite oder andere Beschwerungsmaterialien sowie Substanzen wie Gelbildner und Salze, erzeugt, wenn andere Fluidkonstituenten durch raue Bohrbedingungen, wie im Reaktionsprozess unter den Temperaturen, die in tieferen Bohrlöchern anzutreffen sind, verbraucht werden. Demgemäß bewirken möglicherweise Substanzen, die zugefügt werden, um eine gewünschte Eigenschaft zu erzielen, z. B. verbesserte Schmierung oder Druckkontrolle, die letztendliche Erzeugung eines durch das Bohrfluid zu entfernenden Abfalls. Außerdem ändert jede Reformulierung eines Bohrfluids potentiell die physikalischen Eigenschaften des Fluids in einer Weise, welche die Entfernung ungewünschter Zusatzstoffe unterbindet. Bohrfluide sind thixotrope Systeme. D. h., (1) sie weisen eine geringe Viskosität auf, wenn geschert, z. B. wenn in Zirkulation (wie beim Pumpen oder anders) aber, (2) wenn die Scheraktion ausgesetzt wird, setzt sich das Fluid oder geliert, um die es enthaltenden Feststoffe am Platz zu halten. Das Fluid muss relativ schnell gelartig werden, wobei eine hinreichende Gelstärke zu erreichen ist, bevor die suspendierten Materialien eine signifikante Strecke herunterfallen. Dieses Gelbildungsverhalten muss vollständig reversibel sein.
Außerdem muss es eine hinreichend hohe Viskosität behalten, selbst wenn das Bohrfluid eine freifließende Nahezu-Flüssigkeit darstellt, um alle ungewünschten partikulären Stoffe von dem Boden des häufig tiefen Lochs an die Oberfläche zu tragen. Wenn nicht in hoch umweltempfindlichen Bereichen eingesetzt, muss die Bohrfluidgelstruktur derart sein, dass den Bruchstücken und anderen ungewünschten Partikeln ermöglicht wird, sich über die Zeit aus der flüssigen Fraktion abzusetzen bei länger andauernden Unterbrechungen der Zirkulation, wenn das Bohrfluid aus dem Bohrloch herausbefördert werden muss und in einem Aufbewahrbereich nahe dem Bohrloch zu platzieren ist.
Bohrschlämme und ihre Zusammensetzungen haben über die Jahre sowohl die Aufmerksamkeit von Wissenschaftlern als auch Fachleuten erhalten, wobei tausende von verschiedenen Verbesserungen gemacht und potentiert wurden. Eines der grundsätzlichen Probleme, mit dem "Schlammchemie"-Wissenschaftler und Techniker konfrontiert sind, stellt die Herstellung von Bohrfluiden mit zufriedenstellender Dispergierbarkeit, mit den notwendigen, oben diskutierten subsidiären thixotropen Eigenschaften dar, während sie gleichzeitig die oben beschriebenen wichtigen kritischen Antiabsetzeigenschaften besitzen. Fluide und ihre Additive bringen eine hochkomplexe chemische, physikalische und rheologische Analyse mit sich unter Verwendung von wissenschaftlichen Apparaten gemäß dem Stand der Technik und komplizierten mathematischen Berechnungen und Modellierungen.
"Anti-Absetzen" beinhaltet Überlegungen der Sicherung einer Suspension und Kontrolle einer breit variierenden Materie, abgehandelt unter der allgemeinen Rubrik "Bruckstücke". Es beinhaltet eine unterschiedliche Kontrollmessung, wenn die Schergeschwindigkeit und -kraft hoch, tief oder nicht existent ist und erfordert die Kontrolle der Synerese und Ablagerung derartiger Partikel über einen weiten Bereich der a) Temperatur (von 0° bis so hoch wie 300°C), b) Zeitdauern, c) Drücke (von nur wenigen bar bis solchen, die durch Fluidsäulen ausgeübt werden, welche sich über tausende von Metern (feet) erstrecken) und d) Vorrichtungen (von vertikal bis horizontal).
Eine Suche nach einem verbesserten Additiv zur Modifizierung und Kontrolle der Suspensionseigenschaften von Bohrfluiden, die Fluide zur Verfügung stellen wird, welche effizient, einfach zu handhaben und einfach zu dispergieren und unter einem breiten Bereich an Bedingungen einsetzbar sind, geht bereits seit mehreren Jahren vonstatten.
Bohrschlämme/ölbasierte invertierte Emulsionsbohrfluide
Bohrfluide oder -schlämme werden typischerweise nach ihrem Basisfluid oder ihrer kontinuierlichen Phase klassifiziert, z. B. "wasserbasierte Schlämme" und "ölbasierte Schlämme". Bohrschlämme können eine Mischung an Basisfluiden enthalten und werden typischerweise über das vorherrschende oder kontinuierliche Basisfluid klassifiziert, wobei das in geringeren Mengen anwesende Fluid die interne oder emulgierte Phase ist.
Eine weitere Klasse an Bohrschlämmen, zusätzlich zu wasserbasierten Schlämmen und ölbasierten Schlämmen, stellen pneumatische Schlämme dar, in denen Bohrrückstände über einen Hochgeschwindigkeitsstrom an Luft oder einem anderen Gas, enthaltend natürliches Gas, entfernt werden.
Ölbasierte Schlämme können beispielsweise ein aromatisches oder aliphatisches Öl oder eine Mischung an Ölen als kontinuierliche Phase aufweisen. Diese Öle können Diesel, Mineralöle oder synthetische Öle (PAO, Ester, Ether) enthalten. Sie können ausschließlich Öl umfassen oder, was häufiger ist, können Wasser im Bereich von 5% bis hoch zu 50 bis 60% enthalten. In diesem Schlamm wird Wasser zur internen Phase und wird in das Öl als heterogene feine Dispersion emulgiert und das resultierende System wird als ein ölbasierter oder ölinvertierter Emulsionsschlamm bezeichnet.
Die vorliegende Erfindung ist insbesondere geeignet für ölbasierte invertierte Emulsionsbohrfluide. Diese Fluide werden im Allgemeinen in den Vereinigten Staaten verwendet und auch anderswo, z. B. in der Nordsee und bestehen aus einem Dreiphasensystem: Öl, Wasser und feine partikuläre Feststoffe. Die wässrige Phase kann eine Salzlake sein. Der Zusatz an Salzlake reduziert den Gesamtpreis des Fluids, verringert das Risiko der Verbrennung des Öls und verbessert die Wasserakzeptanz des Schlamms. Die Salzlake der Wahl ist im Allgemeinen eine wässrige Lösung eines anorganischen Salzes, wie z. B. Natriumchlorid oder Kalziumchlorid.
Bohren an Land und auf der See
Bohren nach Kohlenwasserstoffen für Erprobungs-(und Produktions-)Bohrlöcher wird seit langem auf Land durchgeführt. In den letzten 30 bis 40 Jahren ist derartiges Bohren von in Wasserumgebungen platzierten Plattformen durchgeführt worden, so genanntes Off-Shore-Bohren. Bohroperationen im seichten Frisch- und Salzwasser verwenden im Allgemeinen eine andere Ausrüstung als Tiefseeoperationen. Bohroperationen im seichten Frisch- oder Salzwasser verwenden häufig Frachtkähne oder fixierte Ausrüstungen, während Tiefsee-off-shore-Operationen, mattengestüzte semi-tauchfähige und schwimmende Bohrschiffausrüstungen, verwenden.
Beim Off-shore-Bohren müssen Bohrrückstände, die von dem Bohrloch entfernt worden sind, entweder an den umgebenden Land- oder Wasserkörper abgegeben oder zu einem entfernten Ort transportiert werden, der flüssigen Phase der verbrauchten Bohrfluide muss man sich in ähnlicher Weise entledigen. Die Beseitigung von Bruchstücken kann durch die Anwesenheit gefährdender Substanzen, die an den Bruchstückenpartikeln haften, ob Öl von dem Fluid oder ein in dem Bohrloch aufgenommenes Material, behindert werden.
Die Verwendung von ölbasierten invertierten Emulsionsdrillfluiden oder -schlämmen bei der Ölexploration hat über die letzten 20 Jahre schnell zugenommen bedingt durch die stark herausfordernden Erfordernisse, die beim Bohren von tiefen und/oder nicht vertikalen oder abgeleiteten Bohrlöchern angetroffen werden. Verglichen mit seit langem etablierten Öl- und wasserbasieten Schlämmen, umfassend diesel- und mineralölbasierte Schlämme, besitzen solche invertierten ölbasierten Bohrfluide eine Anzahl an Vorteilen, umfassend eine verringerte Wechselwirkung mit Erdformationen, größere thermische Stabilität und verbesserte Schmierfähigkeit.
Die Bohrfluide und Verfahren dieser Erfindung sind insbesondere geeignet für ölbasierte invertierte Emulsionsbohrfluidsysteme.
Gerichtetes Bohren und die neuen Probleme, die dieses in Bezug auf das Absetzen verursacht
Die Anforderungen an Borschlämme, soweit sie sich auf Anti-Absetzeigenschaften beziehen, sind sogar als Ergebnis der Einführung der gerichteten Bohrtechnologie über die letzten 20 Jahre, bei der wenigstens ein Abschnitt des Bohrlochs in einem Winkel abweichend von der vertikalen gebohrt wird, noch komplexer geworden. Derartige Bohrlöcher sind auch als abgelenkte Bohrlöcher bekannt.
Verfahren zur Ablenkung von Bohrlöchern sind über die letzen Jahre mit der Einführung kräftigerer und zuverlässigerer Tiefloch-Motoren und der Einführung einer genaueren Auswertung an Drahtleitungsdaten sowie der Nutzung der neuesten computerisierten Tiefloch- und Sensorausrüstung, beinhaltend Verbesserungen bei der Geräusch- und Mikrowellentransmission, stark verbessert worden. Diese Techniken werden gemeinsam als Messung-während-des-Bohrens (MWD)-Techniken bezeichnet, weil sie gestatten, die Daten, die sich auf die Tiefloch-Zustände beziehen, zu erhalten, ohne Notwendigkeit den Bohrstrang zu entfernen.
Die Vorteile des gelenkten Bohrens sind gut bekannt geworden. Derartiges Bohren gestattet (1) die Bergung von durch Abfall blockierten Bohrlöchern (wie beispielsweise Werkzeuge, die unwiederbringlich eingeklemmt worden sind; (2) die Verwendung von ökonomischer landbasierter Ausrüstung, um die nahe Off-shore-Umgebung zu erforschen; und (3) das Bohren einer Vielzahl an Bohrlöchern bis zu mehreren Kilometern (miles) voneinander, wobei die Kosten einer einzigen Plattform geteilt werden. In gewissen Formationen kann eine gesteigerte Produktion erreicht werden durch Ablenkung des Bohrlochs von der Vertikalen, um so die Perforation und Erschließung einer engen Produktionszone oder Wiedererschließung einer aufgebrauchten Formation zu erleichtern.
Es gibt jedoch eine Vielzahl an inhärenten Problemen bei diesem Ansatz des direktionalen Bohrens, welche die Anti-Absetzerfordernisse oder Senkungseigenschaften, wie in der Bohrindustrie genannt, von einem Bohrschlamm beeinflussen, nämlich:

(1) die Menge an erforderlichem Bohrschlamm ist erhöht, da die Abstände größer sind und die erforderliche Zeit, die die Bruchstücke benötigen, um die Erdoberfläche, zu erreichen, ebenfalls zunimmt.
(2) der Annulus, der den Schlamm mit den Bruchstücken zu der Oberfläche befördert, ist nicht länger vertikal und Schwerkraft zieht bei einem horizontalen Loch die Bruchstücke, Beschwerungsmaterialien und partikulären Stoffe nicht kontrolliert durch das Bohrfluid eher zu der unteren Seite des Bohrlochs als zu dem Boden des Lochs.

Arbeit in der Vergangenheit
Es gibt eine große Anzahl an Patenten des Standes der Technik, die sich auf Bohrfluide beziehen. Das Nachfolgende ist nicht als eine erschöpfende Zusammenfassung gedacht.
US Patent Nr. 4,486,316 zeigt ein Bohrfluid, umfassend eine wässrige Dispersion eines emulsionspolymerisierten Latex, umfassend ein Interpolymer eines olefinisch ungesättigten Carboxylsäuremonomers und mindestens eines anderen nicht carboxilierten polymerisierbaren Polymers, wobei der Latex von einem Typ ist, der eine schnelle Zunahme an Viskosität bei Hinzufügung einer ausreichenden Menge an einem basischen Material bewerkstelligt. US Patent Nr. 2,999,063 beschreibt die Hinzufügung einer Mischung einer besonderen Klasse an Aminen und metallischen Seifen zu einer Mischung aus Wasser in Öl und beschreibt, dass die Mischung Bohr- und Dichtungsfluide mit Emulsionseigenschaften ausstattet. US Patent Nr. 4,374,737 bezieht sich auf eine Bohrschlammzusammensetzung mit nicht umweltverschmutzenden, nicht auf Dieselbrennstoff basierten Eigenschaften. Die Erfindung ist auf ein nicht umweltverschmutzendes Additiv zur Verbesserung der rheologischen Eigenschaft von Bohrschlämmen gerichtet, die aus den folgenden Inhaltsstoffen bestehen: einem Diethanolamid einer spezifischen Formel, Talölfettsäure und einer Imidazolin/Amid-Mischung, im Wesentlichen bestehend aus drei spezifisch definierten Chemikalien.
US Patent Nr. 5,254,531 beschreibt oleophile basische Aminadditive für invertierte Bohrschlämme, um die Fließ- und Pumpfähigkeit von Bohrschlamm zu regulieren. Das Patent beschreibt die Zugabe einer basischen Aminverbindung mit oleophilem Charakter und begrenzter Löslichkeit in Wasser zu einem Schlamm, enthaltend ein verestertes Öl, wodurch in situ in dem Bohrschlamm ein öllösliches Salz aus besagter Aminverbindung und einer durch Hydrolyse des Esters gebildeten Carbonsäure gebildet wird. US Patent Nr. 3,879,298 zeigt ein Verfahren zur Kontrolle der Rheologie eines Frischwasserbohrfluids, das mit Salz kontaminiert ist, durch Einführung eines Ethyldicarbonsäureadditivs darin. Das Additiv kann Maleinsäure, Maleinsäureanhydrid und Mischungen hiervon umfassen.
US Patent 4,781,730 beschreibt eine ein Alkalimetall oder ein Erdalkalimetall enthaltende Zusammensetzung (mit oder ohne einem kohlenwasserstofflöslichen Dispergiermittel), die mit dem Reaktionsprodukt einer Carbonsäure und eines Polyhydroxyalkanolamins kombiniert wird, wobei das bevorzugte Reaktionsprodukt einen Ester darstellt, der sich zwischen den Hydroxyleinheiten des Alkanolamins und der Carbonsäure (Anhydrid) bildet. Das Reaktionsprodukt aus der Carbonsäure und dem Polyhydroxyalkanolamin agiert als Demulgator für die das Alkalimetall oder das Erdalkalimetall enthaltende Zusammensetzung. Das Patent beschreibt eine Zusammensetzung, umfassend eine kohlenwasserstofflösliche oder dispergierbare Alkalimetall oder Erdalkalimetall enthaltende Zusammensetzung und das Reaktionsprodukt einer polybasischen Säure und eines Polyhydroxyalkanolamins der Formel RN[(AO)_xH][(DO)_yH]. Die polybasische Säure kann entweder eine Säure oder ein Anhydrid sein und stellt vorzugsweise eine Dicarbonsäure dar.
Mehrere Patente gemäß dem Stand der Technik offenbaren eine Chemie sowie chemische Reaktionen, die von Interesse sein können.
Absenkverhinderer für nicht wässrige Beschichtungen sind dafür bekannt, eine Mischung an zwei unterschiedlichen Fettsäureamiden zu umfassen, wobei das Fettsäureamid (A) erhalten wird durch Reaktion einer Mischung mindestens einer geradkettigen gesättigten Fettsäure mit 3 bis 4 Kohlenstoffatomen und 12-Hydroxystearidsäure (wobei das molare Verhältnis der Fettsäure und der 12-Hydroxystearidsäure 1 : 9 bis 8 : 1 beträgt) und wobei Ethylendiamin oder Hexamethylendiamin und Fettsäureamide (B) erhalten werden durch Reaktion einer Mischung wenigstens einer geradkettigen gesättigten Fettsäurekette mit 22 Kohlenstoffatomen und 12-Hydroxystearidsäure (das molare Verhältnis der Fettsäure und der 12-Hydroxystearidsäure beträgt 0 : 10 bis 8 : 2) und Ethylendiamin oder Hexamethylendiamin, wobei das Gewichtsverhältnis von Fettsäureamid (A) zu Fettsäureamid (B) 100 : 00 bis 20 : 80 beträgt.
US Patent Nr. 5,374,687 erteilt für den diesbezüglichen Rechteinhaber offenbart ein Farbadditiv für wasserreduzierbare Farben, welches ein Reaktionsprodukt mit einem geringen Molekulargewicht aus einem α-Olefin und einer α,β-ethylenisch ungesättigten Carbonsäure darstellt. Siehe ebenfalls UK Patent Nr. 1,268,418, welches Dispersionshilfsmittel für harzförmige Kunststoffe unter Verwendung ähnlicher Copolymere zeigt.
US Patent Nr. 4,745,154 offenbart wasserlösliche Polymere, ihre Herstellung und ihre Verwendungen (z. B. in Bohrfluiden für Ölbohrlöcher). Derartige Polymere sind hergestellt worden durch Copolymerisation eines spezifischen wasserlöslichen oberflächenaktiven Monomers, umfassend einen monoethylenisch ungesättigten Rest, und ein wasserlösliches Vinylmonomer, wobei das Polymer in neutralisierter Form vorliegt.
EP-A-0 561 608 lehrt eine Wasser-in-Öl Emulsionszusammensetzung umfassend eine Mischung aus einer Salzlake und einem flüssigen Kohlenwasserstoff und eine die Viskosität erhöhende Menge mindestens eines Esters eines eine carboxyenthaltenden Interpolymers oder Salzes hieraus, wobei das Interpolymer durch Polymerisation eines Olefins, ausgewählt aus der Gruppe, bestehend aus α-Olefinen und vinylaromatischen Monomeren mit mindestens einem α,β-ungesättigten acylierenden carboxylierten Agens, hergestellt wird. Ein bevorzugtes Olefin ist Styrol und ein bevorzugtes acylierendes carbonsäureagens stellt Maleinsäure, -anhydrid oder -ester dar.
Zusammenfassung und Gegenstand der Erfindung
Gegenstand der Erfindung
Es ist eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, ein Bohrfluid mit verbesserten Suspensions- und Antiabsetzeigenschaften zur Verfügung zu stellen zur Aufnahme unterschiedlicher fester Partikel, umfassend Bohrlochbruchstücke, wobei das Fluid einfach zu handhaben und einzusetzen ist.
Es ist eine weitere Aufgabe der Erfindung, stabile Suspension von festen Partikeln in Bohrschlämmen zur Verfügung zu stellen, die nicht eine exzessive Synerese oder "hartes Absetzen" während der Bohroperation zeigen. Es ist eine weitere Aufgabe der vorliegenden Erfindung, Probleme und Nachteile des Standes der Technik abzustellen durch Zurverfügungstellung eines Bohrfluids mit Antiabsetzeigenschaften, dass mit exzellenten Bruchstücksuspensionseigenschaften ausgestattet ist. Eine noch weitere zusätzliche Aufgabe der Erfindung ist es, ein Verfahren zur Verbesserung der Antiabsetzeigenschaften von Bohrschlämmen zur Verfügung zu stellen.
Weitere Aufgaben und Vorteile der Erfindung werden in der nachfolgenden Beschreibung ausgeführt werden und werden zum Teil offensichtlich werden aus der Beschreibung oder können bei der Ausführung der Erfindung gelernt werden. Die Aufgaben und Vorteile der Erfindung werden realisiert und erfasst werden im Wege der Vermittlungen und Kombinationen, die insbesondere in den angehängten Ansprüchen hervorgehoben werden.
Detaillierte Beschreibung und bevorzugte Ausführungsformen
Die vorliegende Erfindung basiert auf der überraschenden Entdeckung, dass neutralisierte Ethylen/Acrylsäure-Copolymere ein verbessertes Antiabsetz- und Suspensionsverhalten bei ölbasierten inversen Bohrfluiden aufweisen, umfassend solche Fluide, basierend auf Diesel-, Mineralölfluiden und Fluiden aus synthetischem Öl. Die Entdeckung umfasst ebenfalls, herausgefunden zu haben, dass die Kombination solcher Copolymere mit rheologisch aktiven Tonen, umfassend organische Tone, in einer wirksamen Antiabsetzzusammensetzung resultiert, die verbesserte Antiabsetzeigenschaften für solche Bohrfluide zur Verfügung stellt.
Geeignete Copolymere, um die neuen Bohrfluide dieser Erfindung mit diesen Eigenschaften auszustatten, stellen Reaktionsprodukte mindestens einer α-Olefin-Verbindung mit geringem Molekulargewicht und mindestens einer α,β-ethylenisch ungesättigter Carbonsäure oder -anhydrid dar, welches anschließend neutralisiert wird, um ein Aminsalz zu bilden. Die Copolymere werden in das Bohrfluid der vorliegenden Erfindung nach der Neutralisation in einer Menge von 0,5 bis 8 Gewichtsprozent, bevorzugt in einer Menge von 0,5 bis 3 Gewichtsprozent, basierend auf dem Gewicht des Bohrfluids, eingeführt.
Die α,β-ethylenisch ungesättigten Carbonsäuren sollten ausgewählt werden aus Carbonsäuren und -anhydriden, umfassend Mono-, Di-, und Multisäuren und -anhydride. Beispiele solcher Säuren umfassen Acrylsäure, Crotonsäure, Itaconsäure, Methacrylsäure, Ethacrylsäure, Maleinsäure und Fumarsäure. Als Anhydride von Carbonsäuren sind beispielsweise Phthalanhydrid und Maleinsäureanhydrid geeignet. Eine besonders bevorzugte Verbindung stellt Acrylsäure dar.
Die α,β-ethylenisch ungesättigten Carbonsäuren oder Carbonsäureanhydride können mit einem Olefin, vorzugsweise einem α-Olefin mit geringem Molekulargewicht, das über zwei bis acht Kohlenstoffatome verfügt, copolymerisiert werden.
Olefine als solche stellen eine Klasse ungesättigter aliphatischer Kohlenwasserstoffe dar mit einer oder mehreren Doppelbindungen und werden gewöhnlich durch das Cracken von Petroleumfraktionen bei hohen Temperaturen (816° bis 927°C [1500° bis 1700°F]) erhalten. Olefine mit einer einzigen Doppelbindung werden als Alkene bezeichnet; solche mit zweien als Alkadiene oder Diolefine. α-Olefine werden so bezeichnet, weil die Doppelbindung sich an dem ersten Kohlenstoffatom befindet und sie besonders reaktiv sind.
α-Olefine, enthaltend Kohlenstoffketten von C₂ bis C₂₅, wie Ethylen, Propen, Buten, Penten und Hexen, werden in dieser Erfindung eingesetzt. Eine Unterklasse derartiger α-Olefine ist besonders bevorzugt, um Copolymere der vorliegenden Erfindung zu machen. Das α-Olefin ist vorzugsweise ausgewählt aus α-Olefinen mit 3 bis 8 Kohlenstoffatomen. Die Konzentration an α-Olefinen, um das Copolymer herzustellen, sollte mindestens 50 Mol-Prozent und vorzugsweise mehr als 80 Mol-Prozent im Bezug auf die α,β-ethylenisch ungesättigte Carbonsäure(n) oder Anyhdrid(e) sein.
Ein bevorzugtes Copolymer stellt ein Coplymer aus einem α-Olefin mit 2 bis 6 Kohlenstoffatomen und einer α,β-ethylenisch ungesättigten Monocarbonsäure dar.
Das Coplymer sollte eingestellt werden, um einen Säurewert im Bereich von 20 bis 300 aufweisen, wobei ein Säurewert von 40 bis 200 bevorzugt und ein Säurewert von 40 bis 120 besonders bevorzugt ist. Der Säurewert wird bestimmt über die Anzahl an Milligramm an Kaliumhydroxyd, die erforderlich sind, um 1 g an Copolymersäure zu neutralisieren.
Das Molekulargewicht der Copolymersäure mit niedrigem Molekulargewicht beträgt von 500 bis 20000, vorzugsweise von 1000 bis 15000, bevorzugter von 1000 bis 6000 am bevorzugtesten von 1000 bis 3500.
Außerdem können Monomere, die polymerisierbare ethylenisch ungesättigte Gruppen enthalten, ebenfalls als Reaktanten eingesetzt werden, um die Copolymere der vorliegenden Erfindung herzustellen, vorrausgesetzt, dass die Monomere nicht gegenläufig die Antiabsetzeigenschaften des Copolymers beeinflussen. Beispielhafte geeignete zusätzliche copolymerisierbare Monomere, die mindestens eine terminale CH₂=C<-Gruppe enthalten, umfassen Vinylacetat, Vinylpyrrolidon, Methylvinylether und Ethylvinylether.
Die zur Herstellung der Bohrfluide verwendeten Copolymere der vorliegenden Erfindung können über jedes geeignete, aus dem Stand der Technik bekannte Verfahren hergestellt werden.
Derartige Copolymere können ebenfalls bereits hergestellt kommerziell erhalten und anschließend neutralisiert werden. Exemplarisch geeignete kommerziell erhältliche Ethylen/Acrylsäure-Copolymere für den Einsatz in der vorliegenden Erfindung umfassen Carboxyl-enthaltende Ethylencopolymere, wie z. B. Ethylen/Acrylsäure/Vinylacetat-Terpolymere und Maleinsäureanhydrid. Besonders geeignete Carboxyl-enthaltende Ehtylencopolymere sind kommerziell erhältlich unter dem Markennamen A-C von Allied Signal, Inc. und können für die Zwecke dieser Erfindung neutralisiert werden. Derartige Copolymere können ebenfalls nach der Einführung in das Bohrfluid, in dem sie verwendet werden, neutralisiert werden.
Die geeigneten Copolymere werden vorzugsweise vor der Einführung in das Bohrfluid neutralisiert. Die Neutralisation von Ethylen/Acryl-Copolymeren ist im Stand der Technik gut bekannt. Das eingesetzte Neutralisierungsagens kann eine Verbindung der Gruppe der 1A-Metalle ebenso sein wie Ammonium und organische Amine, enthaltend Mono-, Di- und Triethanolamin, Diethylaminoethanol, 2-(2-Amino-Ethylamin)ethanol, 2-Amino-2-Methyl-1-Propanol und Trimethylamin. Vorzugsweise wir das Neutralisierungsagens ausgewählt aus Ammoniak oder Aminen, wie z. B. Mono-, Di- und Trimethanolamin, Monoethylamin, Monopropylamin, Ideithylaminoethanol, Ethylendiamin und 2-Amin-2-Methyl-1-Propanol (kommerziell erhältlich als AMP-95 von Angus Chemical). Besonders bevorzugt wird das Neutralisationsagens ausgewählt aus der Gruppe, bestehend aus Triethanolamin, N-Methyldiethanolamin und Diethylaminoethanol.
Vorzugsweise sollte die Menge an verwendetem Neutralisierungagens in einer Menge von 25% bis 200% der zur Neutralisation des Copolymers benötigten Menge liegen, bevorzugter von 75% bis 125% der zur Neutralisation des Copolymers benötigten Menge und am bevorzugtesten in einer Menge von 1 : 1 Molverhältnis oder in geringem Überschuss von 10% oder weniger, um alle Gruppen des Copolymers vollständig zu neutralisieren.
Die geeigneten Polymere können über bekannte Techniken hergestellt werden. Beispielsweise können die Inhaltsstoffe (die Copolymersäure, ein Neutralisationsagens und Wasser) in ein geeignetes Reaktionsgefäß eingeführt werden, das in der Lage ist, autogenem Druck zu widerstehen, und mit einem mechanischen Rührer und einem Thermometer ausgestattet ist. Die Materialien können zu jeder Zeit und bei jeder Temperatur sowohl gleichzeitig als auch in jeder Reihenfolge während des Erhitzens zugefügt werden, mit der Maßgabe, dass die Copolymersäure neutralisiert und in Wasser dispergiert wird und eine einheitliche flüssige Masse erhalten wird. Die Mischung wird gewöhnlich unter einer inerten Atmosphäre auf Temperaturen von 85° bis 140°C, vorzugsweise 100° bis 135°C, erwärmt. Die Verwendung einer inerten Atmosphäre ist insoweit optional, als die Gegenwart eines Inertgases, wie z. B. Stickstoff, eine Dunkelfärbung des Produktes verändert, jedoch in keiner Weise die Produktleistung beeinträchtigt. Das resultierende flüssige Produkt wird mit oder ohne Rühren gekühlt, wobei langsames Rühren bevorzugt ist. In jedem Fall wird ein homogenes Fluidprodukt erhalten, das anschließend in ein Bohrfluid unter Verwendung bekannter Techniken zur Herstellung von Bohrfluiden eingeführt wird.
Die Zusammensetzungen der vorliegenden Erfindung sind beispielsweise geeignet, eine breite Vielfalt an Öl-basierten inversen Emulsionsbohrfluiden, enthaltend Fluide basierend auf Diesel, Mineralöl- und synthetischen Basisfluiden, mit Antiabsetzeigenschaften auszustatten. Inverse Emulsionsbohrfluide und ihre Komponenten werden hinlänglich in US Patent Nr. 4,436,636, erhalten durch NL Industries, Inc., der Mutterfirma des Rechteinhabers hiervon, beschrieben.
Die Menge an Antiabsetzinhaltsstoffen, die in einer spezifischen Bohrfluidanwendung eingesetzt wird, wird bestimmt durch zahlreiche Faktoren umfassend den Typ an Bohrfluidzusammensetzungen, die ein Antiabsetzadditiv benötigen, die Bestandteile des Bohrfluids und das gewünschte Leistungsniveau. Ein bevorzugter Bereich liegt jedoch von 0,454 bis 45,4 kg (1 bis 100 Pfund) pro 119,237 l (barrel) an Bohrfluid, wird vermutet wirksam zu sein. Dieses kommt ungefähr einer Menge von 1 bis 8 Gewichtsprozent, am bevorzugtesten einer Menge von 1 bis 3 Gewichtsprozent an Bohrfluid gleich.
Um die Antiabsetzeigenschaften des Bohrfluids gemäß der vorliegenden Erfindung weiter zu verbessern, können in einigen Fällen zusätzliche Reaktanten bei der Synthese eingesetzt werden.
Ein Katalysator kann ebenfalls bei der Synthese des für die vorliegende Erfindung geeigneten Copolymers eingesetzt werden. Falls ein Katalysator für die Synthese eingesetzt wird, kann dieser ausgewählt werden aus jenen die typischeweise in herkömmlichen Reaktionen eingesetzt werden. Obwohl nur limitiert durch die speziellen Reaktanten und Reaktionsbedingungen, sollte der Katalysator im Allgemeinen in einer Menge von etwa 0,001 bis 2,0 Gewichtsprozent, basierend auf dem Gesamtgewicht der Reaktanten, eingesetzt werden.
Eine Anzahl weiterer Additive, die weitere Eigenschaften zur Verfügung stellen, kann neben den Antiabsetzadditiven in den Fluiden dieser Erfindung eingesetzt werden, um so die gewünschten Anwendungseigenschaften zu erhalten, wie beispielsweise rheologische Additive, die die Viskosität regulieren, Emulgatoren oder Emulgatorsysteme, Beschwerungsagentien, Fluidverlust verhindernde Additive, Benetzungsadditive und Alkalireserven.
Es ist entdeckt worden, dass die Verwendung der oben beschriebenen Copolymere in Kombination mit rheologisch aktivem Ton, beispielsweise organischen Tonen und Smectit-Tonen, insbesondere Bentonit und Hectorit, für verbesserte und synergistische Antiabsetzwirkungen sorgen.
Smectit-Tone sind gut bekannte Silikat-basierte Tone. Organische Tone sind ebenfalls gut bekannt und stellen das Reaktionsprodukt eines Smectit-Tons mit einer oder mehreren quaternären Ammoniumverbindungen dar. Eine sehr vollständige Beschreibung von Smectit-Tonen und aus Smectit-Tonen hergestellten organischen Tonen ist in dem US Patent Nr. 5,358,562 enthalten, erteilt für Dr. Nai, einem der Erfinder der vorliegenden Erfindung, – dessen Beschreibung ist hierin unter Bezugnahme eingeführt.
Gemäß einem wichtigen Aspekt stellt die vorliegende Erfindung eine einzigartige Antiabsetzzusammensetzung zur Verfügung, umfassend die beschriebenen Copolymere und rheologisch aktive Tone, insbesondere organische Tone und Smectit-Tone, wie beispielsweise Bentonit und Hectorit.
Es soll verstanden werden, dass die obigen Produkte repräsentative, kommerziell erhältliche Produkte darstellen und andere Verbindungstypen ebenfalls geeignet sind für die Herstellung der Bohrfluide der vorliegenden Erfindung. Die folgenden Beispiele werden präsentiert, um die Erfindung zu veranschaulichen und sollten nicht als begrenzend betrachtet werden.
BEISPIEL 1
240,0 g an Ethylen/Acrylsäure-Copolymer (A-C 5120, kommerziell erhältlich bei Allied-Signal, Inc.), 72,0 g an 98%igem Triethanolamin und 960,0 g an Wasser wurden in einen Druckreaktor gegeben, der mit einem mechanischen Rührer und einer Kühlspirale ausgestattet war. Unter Rühren wurde die Mischung auf 135°C erhitzt und wurde bei 135°C für 30 Minuten gehalten, gefolgt durch Kühlen auf 60°C mittels Luftkühlung via der inneren Kühlspiralen. Bei Erreichen von 60°C wurde die Mischung weiter auf Raumtemperatur gekühlt mittels Wasserkühlung via die inneren Kühlspiralen. Nach dem Kühlen stellte das Material ein weißes, opakes, homogenes flüssiges Produkt dar und wurde mit Verbindung 1 bezeichnet.
BEISPIEL 2
245,10 g an Ethylen/Acrylsäure-Copolymer (A-C 5120, kommerziell erhältlich bei Allied-Signal, Inc.), 58,06 g an 99%igem N-Methyldiethanolamin und 960 g an Wasser wurden in einen Druckreaktor gegeben, der mit einem mechanischen Rührer und einer Kühlspirale ausgestattet war. Die Mischung wurde unter Rühren auf 135°C erhitzt und wurde bei 135°C für 30 gehalten, gefolgt durch Kühlen auf 60°C mittels Luftkühlung via der inneren Kühlspiralen, bei Erreichen von 60° wurde die Mischung weiter auf Raumtemperatur gekühlt mittels Wasserkühlung via der inneren Kühlspiralen. Nach dem Kühlen stellte das Material ein transluzentes, homogenes flüssiges Produkt dar und wurde mit Verbindung 1/2 bezeichnet.
BEISPIEL 3
Um die mit der Verwendung dieser Erfindung erhältlichen Verbesserungen zu zeigen, wurde eine Serie an Experimenten durchgeführt. Die folgende Technik wurde angewendet.
Das Copolymer des Beispiels 1 wurde in einen Öl-basierten inversen Emulsionsbohrschlamm unter Verwendung eines Hamilton Beach Labor Mixers, der auf hohe Geschwindigkeit eingestellt war, eingeführt. Das Copolmer wurde bei einem Niveau von 6,35 kg (14 Pfund) pro 119,337 l (barrel)/(kg/l) (ppb) an dem Ende des Basisschlammmischzyklus hinzugefügt und in eine Mineralöl (MIO)-basierte Bohrschlammformulierung (80/20 invers, wie unten gezeigt) über 15 bis 30 Minuten eingebracht. Hectorit-Ton (2 bis 4 kg/119 l (5 bis 9 ppb)) wurde in dem zweiten Test hinzugefügt. Die Formulierung, die sowohl einen primären als auch einen sekundären Emulgator, Barit und ein Fluidverlustadditiv verwendete, ist in Tabelle 1 gezeigt.
TABELLE 1 MIO-BASIERTE BOHRFLUIDFORMULIERUNG
Die niedrige Scherviskosität von Schlämmen, die das Polymer enthalten, wurde unter Verwendung eines Brookfield-Viskosimeters, Modell LVT, ausstattet mit einer #3-Spindel, nach Equilibrierung der Proben auf 25°C (77°F) bestimmt. Ablesewerte wurden nach 3 Umdrehungen bei 30 U/min oder nach einer Minute bei 0,3 U/min aufgenommen. Der Kontrollschlamm enthielt 2,72 Kg pro 119,237 l (6 ppb) an Bentone 38, einem rheologischen Additiv auf der Basis eines organischen Tons, erhältlich von Rheox, Inc.. Alle Schlämme enthielten 2,72 Kg pro 119,237 l (6 ppb) an Bentone 38 und zusätzlich 2,63 Kg pro 119,237 l (5,8 ppb) des Copolymers gemäß Beispiel 1 (Verbindung 1).
Die Testergebnisse sind nachfolgend in Tabelle 2 aufgeführt.
TABELLE 2

16 Stunden heißgerollt @(150°F) 66°C
Viskositätsablesung

Diskussion der Ergebnisse
Die Ergebnisse in Tabelle 2 zeigen, dass Verbindung 1 eine Zunahme bei den Brookfield- und Fann- 6 und 3 U/min-Viskositäten bei geringer Schergeschwindigkeit erzeugt, ohne die plastische Viskosität wesentlich zu erhöhen. Der Fließpunkt nimmt um 383% zu, während die plastische Viskosität um nur 37% zunimmt, was einen größeren Aufbau der niedrigen Schergeschwindigkeitsviskosität andeutet. Verbesserte Absetzeigenschaften werden angezeigt durch eine höhere niedrige Scherviskosität bei allen Testtemperaturen gegenüber der Kontrollverbindung. Der synergistische Effekt wird durch die Zusammensetzung der Verbindung 1 allein und in Mischung mit einem Ton gezeigt. Ferner kann ein synergistischer Effekt mit Verbindung 1 und Hectorit-Ton festgestellt werden. In diesem Beispiel wurde die niedrige Schergeschwindigkeitsviskosität gesteigert, während die Zunahme an plastischer Viskosität begrenzt war. Es wird angenommen, dass das Gleiche auftreten würde bei der Verwendung von Bentonit und anderen Smectit-Tonen.
Wie vorangehend beschrieben, bildete das Antiabsetzagens eine Netzwerkstruktur durch Wechselwirkung mit den Inhaltsstoffen und Lösungsmitteln des Schlamms, um eine Scherausdünnung zu ermöglichen, während der Schlamm geschert wird, um den Fluss zu erhöhen. Wenn die Scherung gestoppt wird, bildet sich die Netzwerkstruktur schnell zurück, wodurch die schweren Barite und andere suspendierte Materialien demgemäß vom Absetzen abgehalten werden.
Die Wirkung der Erfindungszusammensetzung liegt darin, eine Gel-ähnliche Struktur zu bilden, die signifikant den Fließwert und die niedrige Schergeschwindigkeitsviskosität steigert, jedoch nicht signifikant die hohe Schergeschwindigkeitsviskosität des Systems beeinflusst. Es ist ebenfalls beobachtet worden, dass sobald das externe Scheren gestoppt wird, das System sehr schnell seine ursprüngliche Viskosität wieder annimmt.
TABELLE 3
TABELLE 4
TABELLE 5
Die Daten der Tabellen 3 bis 5 zeigen einen ähnlichen Trend, wie der in Beispiel 1 (Tabelle 1) beobachtete. Wiederum nimmt die Viskosität bei niedrigen Schergeschwindigkeiten mit einer schnelleren Rate zu als die plastische Viskosität. Die in jeder Tabelle wiedergegebenen Daten zeigen, dass Verbindung 1 und Verbindung 2 in Kombination mit einem organischen Ton eine höhere Viskosität aufweisen, wenn bei 66°C (155°F) und 82°C (180°F) getestet wird.

Claims

Ein Ölbohrlochbohrfluid mit verbesserten Antiabsetzeigenschaften, umfassend: a) ein Ölbohrlochbohrbasisfluid und b) von 0,5 bis 8 Gew.-%, basierend auf dem Gesamtgewicht des Ölbohrlochborhfluids eines neutralisierten Copolymers, hergestellt durch Reaktion (i) eines oder mehrerer α-Olefine, ausgewählt aus der Gruppe, bestehend aus α-Olefinen, enthaltend Kohlenstoffketten mit C₂ bis C₂₅, und (ii) mit einer oder mehreren α,β-ethylenisch ungesättigten Carbonsäuren oder Anhydriden, wobei das Reaktionsprodukt aus (i) und (ii) ein Molekulargewicht von 500 bis 20.000 aufweist, gefolgt durch Neutralisiation mit einer Verbindung (iii), ausgewählt aus der Gruppe, bestehend aus Ammoniak, organischen Aminen und Verbindungen mit Metallen der Gruppe IA.
Bohrfluid nach Anspruch 1, wobei der Bohrfluidbasisschlamm ein auf Öl basierendes, invertiertes Emulsionsbohrfluid darstellt.
Bohrfluid nach Anspruch 1 oder 2, wobei der Reaktant b) (i) ein α-Olefin mit 3 bis 8 Kohlenstoffatomen darstellt und die Neutralisierungsverbindung b) (iii) ausgewählt wird aus der Gruppe, bestehend aus Triethanolamin, N-Methyldiethanolamin und Diethylaminoethanol.
Bohrfluid nach einem der Ansprüche 1 bis 3, wobei das Copolymer vor der Einführung in das Bohrfluid neutralisiert ist.
Bohrfluid nach einem der Ansprüche 1 bis 4, wobei eine oder mehrere rheologisch aktive, auf Ton basierende Materialien in das Bohrfluid eingeführt sind.
Bohrfluid nach Anspruch 5, wobei das neutralisierte Copolymer und ein rheologisch aktives, auf Ton basierendes Material gleichzeitig in das Bohrfluid eingeführt sind.
Bohrfluid nach Anspruch 5 oder 6, wobei die rheologisch aktiven, auf Ton basierenden Materialien ausgewählt werden aus der Gruppe, bestehend aus organischem Ton und Ton vom Smectit-Typ aus der Gruppe, bestehend aus Hectorit und Bentonit.
Bohrfluid nach einem der Ansprüche 5 bis 7, sofern von Anspruch 2 abhängig, vorzugsweise hergestellt für Bohroperationen in der offenen See.
Verfahren zur Ausstattung eines Ölbohrlochbohrfluids mit verbesserten Antiabsetzeigenschaften durch Einbringen eines neutralisierten Copolymers, wie in Anspruch 1 definiert, in einer Menge von 0,5 bis 8 Gew.-% in besagtes Ölbohrlochbohrfluid.
Verfahren nach Anspruch 9, wobei der Reaktant b) (i) ein α-Olefin mit 3 bis 8 Kohlenstoffatomen darstellt und die Neutralisierungsverbindung b) (iii) ausgewählt ist aus der Gruppe, bestehend aus Triethanolamin, N-Methyldiethanolamin und Diethylaminethanol.
Verfahren nach Anspruch 9 oder 10, wobei das Copolymer vor dem Einbringen in das Bohrfluid neutralisiert wird.
Verfahren nach einem der Ansprüche 9 bis 11, wobei ein oder mehrere rheologisch aktive, auf Ton basierende Materialien in einem zusätzlichen Verfahrensschritt in das Bohrfluid eingebracht werden.
Verfahren nach Anspruch 12, wobei das neutralisierte Copolymer und das rheologisch aktive, auf Ton basierende Material gleichzeitig in das Bohrfluid eingebracht werden.
Verfahren nach Anspruch 12 oder 13, wobei die rheologish aktiven, auf Ton basierenden Materialien ausgewählt werden aus der Gruppe, bestehend aus organischem Ton und Ton vom Smectit-Typ, ausgewählt aus der Gruppe, bestehend aus Hectorit und Bentonit.
Substanzzusammensetzung, insbesondere geeignet, um Ölbohrlochbohrfluide mit verbesserten Antiabsetzeigenschaften auszustatten, umfassend: (1) ein Copolymer, hergestellt durch eine Reaktion, umfassend (i) ein oder mehrere α-Olefine, ausgewählt aus der Gruppe, bestehend aus α-Olefinen, enthaltend Kohlenstoffketten mit C₂ bis C₂₅, und (ii) eine oder mehrere α,β-ethylenisch ungesättigte Carbonsäuren oder Anhydride, gefolgt von einer Neutralisation mit einer Verbindung (iii), ausgewählt aus der Gruppe, bestehend aus Ammoniak, organischen Aminen und Verbindungen mit Metallen der Gruppe IA, und (2) ein oder mehrere rheologisch aktive, auf Ton basierende Materialien.
Substanzzusammensetzung nach Anspruch 15, wobei das Copolymer (1) hergestellt wird mit einem Reaktanten b) (i), der ein α-Olefin mit 3 bis 8 Kohlenstoffatomen darstellt, und einer Neutralisierungsverbindung b) (iiii), die ausgewählt ist aus der Gruppe, bestehend aus Triethanolamin, N-Methyldiethanolamin und Diethylaminmethanol.
Substanzzusammensetzung nach Anspruch 15 oder 16, wobei die rheologish aktiven, auf Ton basierenden Materialien ausgewählt sind aus der Gruppe, bestehend aus organischem Ton und Ton vom Smectit-Typ, ausgewählt aus der Gruppe, bestehend aus Hectorit und Bentonit.