DE69924050T2

DE69924050T2 - Invertemulsionen für Bohr- und Behandlungsflüssigkeiten

Info

Publication number: DE69924050T2
Application number: DE69924050T
Authority: DE
Inventors: James W. Houston Dobson; James P. Missouri City Cashion; William Max Corpus Christi Duncan
Original assignee: Texas United Chemical Co Houston LLC; Texas United Chemical Corp
Current assignee: Texas United Chemical Co Houston LLC; Texas United Chemical Corp
Priority date: 1998-05-11
Filing date: 1999-05-05
Publication date: 2006-05-11
Anticipated expiration: 2019-05-06
Also published as: EP0957149B1; AU749148B2; US5942468A; NO992289L; AU2803899A; ID23289A; CA2271286C; EP0957149A3; EP0957149A2; CA2271286A1; DK0957149T3; DE69924050D1; AR015077A1; NO329578B1; NO992289D0

Description

Hintergrund der Erfindung
Diese Erfindung betrifft inverse Ölemulsionsbohr- und -behandlungsfluide bzw. -wartungsfluide. Speziell betrifft die Erfindung inverse Ölemulsionsbohr- und -wartungsfluide, in welchen die innere wässrige Phase ein wasserlösliches Polyglykol darin gelöst enthält, wobei die Fluide gute Anti-Absetzeigenschaften haben wie durch eine verstärkte Niedrigschergeschwingkeitsviskosität gezeigt.
Wie im Stand der Technik wohlbekannt, sind auf inversen Ölemulsionen basierende Bohr- und -wartungsfluide, im Allgemeinen „Schlämme" genannt, Wasser-in-Öl-Emulsionen, die typischerweise einen Viskosifizier-/Suspensionszusatz eines organophilen Tons und ein Beschwerungsmittel enthalten. Die Wasserphase ist gewöhnlich eine Lösung eines Salzes wie Kalziumchlorid oder Natriumchlorid, dessen Konznetration normalerweise so eingestellt ist, dass die wässrige Aktivität des Fluids gleich oder kleiner als die wässrige Aktivität der durch die Fluide kontaktierten unterirdischen Formationen ist. Dies minimiert die Überführung von Wasser an wasserempfindliche Formationen und erhält ein stabiles Bohrloch aufrecht.
Die inverse Emulsion wird gewöhnlich mit einem „Primäremulgator" stabilisiert, oft eine Fettsäure oder ein Salz davon, während das Beschwerungsmaterial und die Festkörper, die das Fluid bei Verwendung aufnimmt, ölbenetzt gemacht und in dem Fluid mit einem „Sekundäremulgator" dispergiert werden, typischerweise einem starken Befeuchtungsreagens wie einem Polyamid, Amidoamin „Teilamid von einem Polyamin" und dergleichen.
In den letzten Jahren haben Umwelterwägungen über die Wirkungen inverser Emulsionsfluide auf pflanzliches und tierisches Leben zur Entwicklung von umweltfreundlicheren Fluiden geführt. Daher kann die ölartige Außenphase der Fluide ein so genanntes nicht toxisches und/oder bioabbaubares Kohlenwasserstofföl mit niedrigem Aromatengehalt, ein Ester, ein Ether, ein synthetischer Kohlenwasserstoff wie ein Polyalphaolefin, ein inneres Olefin und dergleichen sein. Hingegen ist die innere Phase, die wässrige Lösungen von Kalziumchlorid und/oder anderen Halidsalzen bzw. Halogensalzen umfasst, toxisch gegenüber pflanzlichem Leben.
Sorgen wurden von Umweltschützern und anderen mit der Möglichkeit ausgedrückt, Grundwasservorräte zu verschmutzen, Bodenproduktivität zu schädigen und Oberflächenwasserqualität zu vermindern. In einer Konferenz der Umweltschutzbehörde im Mai 1975 in Houston/Texas wurden die Wirkungen von sowohl Techniken als auch Chemikalien, die bei Bohrfluiden verwendet werden, und deren Auswirkung auf die Umwelt diskutiert. Der Ausblick auf eine Deponie-Entsorgung von ölbasierten Bohrfluiden war nicht gut. Es wurde vermutet, dass solche Schlämme toxisch und die Wirkungen langfristig sind. Die toxische Wirkung von ölbasierten Schlämmen auf den Boden wurde als den verwendeten Chemikalien inhärent betrachtet. Bekannte ölbasierte Bohrfluide, die eine Calziumchloridinnenphase verwenden, haben Umweltkonsequenzen, wenn sie für Bohrvorgänge an Land verwendet werden.
Vorzugsweise könnte Ackerbau verwendet werden, um sowohl Bohrfluide als auch Schnitte, die beim Bohrvorgang an Land erzeugt werden, zu verwerfen und der Acker würde idealerweise nahe des Orts des Bohrvorgangs liegen. Es sollte angemerkt werden, dass die Schnitte eine Menge an Bohrfluiden enthalten. Beim Ackerbau würden verbrauchte Bohrfluide und Schnitte über einen Landabschnitt verstreut und in den Boden unter Verwendung von Standardlandwirtschaftsverfahren gepflügt. Bohrfluide unter Verwendung von Lösungen in deren Innenphase haben sich hingegen als zu toxisch erwiesen, um durch Ackerbau verworfen zu werden.
Umweltbestimmungen beschränken auch die Konzentration von Haliden, Nitraten, Sulfaten und Phosphaten in Bohrfluiden, die bei Bohrvorgängen an Land verwendet werden. Daher gibt es einen Bedarf für ölbasierte Bohrfluide mit einer Zusammensetzung, die Umweltbestimmungen einhalten wird und umweltverträglich mit Ackerbauverfahren ist.
Stand der Technik
US Patent 5,072,794 (Haie et al.) und US Patent 5,198,416 (Haie et al.) offenbaren inverse Emulsionsbohrfluide, worin die innere wässrige Phase wenigstens 30 Gew.-% der inneren Phase von einem Alkohols enthält, die weniger als 8 Hydroxygruppen und weniger als 16 Kohlenstoffatome enthält.
US Patent 5,633,220 (Cawiezel et al.) offenbart inverse Aufbrech-Emulsionsfluide, in welchen die Innenphase Glykole wie Ethylenglykol, Diethylenglykol, Propylenglykol, Dipropylenglykol und dergleichen sind.
US Patent 5,057,234 (Bland et al.) offenbart Salzlösung in Glykolemulsionen, wo die Innenphase eine Salzlösung und die Außenphase ein nicht Kohlenwasserstoffartiges, nicht mineralölartiges Glykol ist, welches in der wässrigen Phase löslich ist. Die bevorzugten Glykole werden gewählt aus der Gruppe, die besteht aus Propylenglykolen, Polypropylenglykolethern und Propylenoxidpolymeraddukten von Alkoholen mit Molekulargewichten von etwa 60 bis 1000, am bevorzugtesten etwa 250 bis 1000. Eingeschlossen sind Kondensate von Propylenoxid und optional Ethylenoxid mit Alkoholen.
US Patent 4,425,241 (Swanson) offenbart die Verwendung eines Polyethylenglykols mit einem Molekulargewicht von etwa 6000 bis etwa 20000 in Verbindung mit wenigstens einem wasserdispergierbaren Polymerviskosifizierer, um den Filtratverlust aus wasserbasierten Bohrschlämmen, insbesondere in harten Salzsoleumgebungen, zu vermindern.
US Patent 4,830,765 (Perricone et al.) offenbart die Verwendung eines wasserlöslichen Bestandteils, gewählt aus der Gruppe, die besteht aus mehrwertigen Alkoholen, Glykol, Glykolethern, Polypropylenglykolen, Polyethylenglykolen, Ethylenoxid-Propylenoxidoxidcopolymeren ("EO-PO"), alkoholinitiierte EO-PO-Copolymere und Gemische davon in wasserbasierten Bohrfluiden.
US Patent 5,710,110 (Cooperman et al.) ergibt einen ausführlichen Hintergrund von Merkmalen und Verbindungen von Bohrfluiden und offenbart Zusammensetzungen und Verfahren zum Verbessern von Anti-Absetzmerkmalen von Bohrfluiden durch Verstärken der Niedriggeschwindigkeitsscherviskosität solcher Fluide.
US Patent 5,470,822 (Younes) offenbart inverse Emulsionsfluide, worin die äußere (kontinuierliche) Phase ein Polymer oder Polymergemisch umfasst, wobei jedes Polymer einen Polyoxyalkylenkern mit 2 bis 3 Endgruppen hat, wobei jede Endgruppe gewählt ist aus der Gruppe, die besteht aus Hydroxyl, C3-C30-Alkoxy und C6-C30-Alkanamido mit der Bedingung, dass 50% oder mehr der Gesamtzahl von Endgruppen C6-C30-Azyloxy und/oder C6-C30-Alkanamide sind. Der Polyoxyalkylenkern hat ein durchschnittliches Molekulargewicht von etwa 150 bis etwa 1500.
US Patent 5,494,120 (Hale et al.) offenbart die Verwendung von Methylglykosidlösungen als die Innenphase von Inversöl-Emulsionsbohrlochfluiden.
US-Patent 5,710,107 (Walker) offenbart die Verwendung von Alkylglykosidlösungen als Innenphase von inversen Ölemulsionsbohrfluiden.
Zusammenfassung der Erfindung
Der Hauptzweck der vorliegenden Erfindung ist es, ein Inversölbohrlochemulsionsfluid und Behandlungsfluid und Verfahren zur Verwendung davon bereitzustellen, welches kein gelöstes wasserlösliches Salz in der inneren wässrigen Phase enthält und welches verstärkte Anti-Absetzmerkmale zeigt wie durch vergrößerte niedrige Schergeschwindigkeitsviskosität davon gezeigt. Zusätzlich zeigen die Bohrfluide der Erfindung verminderte Toxizität verglichen mit anorganischem Salz enthaltenden inversen Emulsionsfluiden und allgemein verminderte hohe Schergeschwindigkeitsviskosität. Daher werden die Fluide gekennzeichnet als exzellente Scher-Verdünnungsmerkmale habend wie hiernach offenbart und verstärkte Wärmestabilität.
Die Erfindung ergibt auch ein Verfahren zum Erhöhen der Wärmestabilität von einem Wasser-in-Öl-Emulsions-Bohrlochfluid und Behandlungsfluid, welches das Lösen in der wässrigen Phase des Fluids von einem Polyethylenglykol in einer ausreichenden Menge umfasst, um die Niedriggeschwindigkeitsscherviskosität und den Scherverdünnungsindex des Fluids bei Heizen des Fluids auf hohe Temperaturen zu vergrößern.
Gemäß einem ersten Aspekt der vorliegenden Erfindung wird ein Inversemulsionsbohr- und Wartungsfluid bereit gestellt, das eine kontinuierliche Ölphase und eine innere wässrige Phase umfasst,
wobei die kontinuierliche Ölphase und die innere wässrige Phase in einem Volumenverhältnis von kontinuierlicher Ölphase zu innerer wässriger Phase von 40:60 bis 95:5 vorliegen;
wobei die kontinuierliche Ölphase ein nicht toxisches und/oder bioabbaubares Kohlenwasserstofföl, gewählt unter Estern, Ethern, synthetischen Kohlenwasserstoffen und inneren Olefinen ist;
wobei die wässrige Phase eine Lösung eines Polyethylenglykols, gelöst in Wasser umfasst, das Polyethylenglykol in der wässrigen Phase bei einer Konzentration von 5 bis 40 Gew.-% in Bezug auf die wässrige Phase vorliegt; und
das Fluid weiterhin einen oder mehrere Emulgierer umfasst; worin:
der Emulgierer in einer wirksamen Menge vorliegt, um die wässrige Ölphase in der kontinuierlichen Ölphase zu dispergieren,
das Polyethylenglykol ein Molekulargewicht von wenigstens 500 hat, und
die wässrige Phase keine löslichen Salze darin gelöst enthält.
Bevorzugte Merkmale des Inversemulsionsbohr- und -wartungsfluids sind in den Ansprüchen 2 bis 5 dargelegt.
Gemäß einem zweiten Aspekt der vorliegenden Erfindung wird ein Verfahren zur Erhöhung der thermischen Stabilität eines Wasser-in-Öl-Emulsionsbohrfluids und -wartungsfluids bereitgestellt, worin das Fluid eine kontinuierliche Ölaußenphase und eine innere wässrige, darin emulgierte Phase umfasst, wobei das Fluid gemäß der Inversemulsion des ersten Aspekts der vorliegenden Erfindung ist.
Bevorzugte Merkmale des vorliegenden Verfahrens sind in den Ansprüchen 7 bis 13 dargelegt.
Während die Erfindung für verschiedene Modifikationen und alternative Formen geeignet ist, werden spezifische Ausführungen davon detailliert und durch Beispiele gezeigt hiernach beschrieben. Man sollte hingegen verstehen, dass dies nicht dazu gedacht ist, die Erfindung auf die bestimmten offenbarten Formen zu beb begrenzen, sondern im Gegenteil die Erfindung alle Modifikationen und Alternativen abdecken muss, die in den Schutzbereich der Erfindung wie in den anliegenden Ansprüchen ausgedrückt, fallen.
Die Zusammensetzungen können umfassen und bestehen im Wesentlichen aus oder bestehen aus den angegebenen Materialien. Das Verfahren kann umfassen, im Wesentlichen bestehen aus oder bestehen aus den angegebenen Materialien oder bestehen aus den angegebenen Schritten mit den angegebenen Materialien.
Beschreibung von bevorzugten Ausführungen
Die Anmelder haben entdeckt, dass die Verwendung von wasserlöslichen Polyethylenglykolen mit einem Molekulargewicht größer als 500, gelöst in der wässrigen Phase von Inversölemulsionsbohr- und -wartungsfluiden, bestimmte Vorteile verglichen mit Stand-der-Technik-Fluiden ergibt. Die Entfernung von wasserlöslichem Salz, gelöst in der inneren wässrigen Phase, vermindert die Toxizität der Fluide. Gleichzeitig vermindert Polyethylenglykol die wässrige Aktivität des Fluids und ermöglicht daher der wässrigen Aktivität, variiert zu werden, wie gewünscht und wie die wässrige Aktivität der durch das Fluid kontaktierten Formationen es vorgeben durch Variieren der Konzentration von Polyethylenglykol in der inneren wässrigen Phase. Das Polyethylenglykol verleiht überlegene Anti-Absetzmerkmale dem Fluid wie durch erhöhte Niedrig-Schergeschwindigkeitsviskosität und erhöhten Scherverdünnungsindex des Fluids gezeigt.
Darüber hinaus sind die Fluide thermisch stabiler als Stand-der-Technik-Fluide, die hohe Konzentrationen von wasserlöslichen Salzen, gelöst in der inneren wässrigen Phase haben wie gezeigt durch Änderung bei der Niedriggeschwindigkeitsscherviskosität und dem Scherverdünnungsindex der Fluide beim Heizen auf hohe Temperaturen.
Die Fluide der Erfindung haben hervorragende Schieferstabilisierungsmerkmale wie durch den Schieferstabilisierungsindex der Fluide gezeigt. Es wird darüber hinaus vermutet, dass das Polyethylenglykol Schieferstabilisierungsmerkmale durch Adsorption auf Schiefern in dem Fall ergeben wird, wo die wässrige Phase eine unterirdische schieferhaltige Formation kontaktiert.
Zusätze, welche derzeit in der Industrie verfügbar sind wie Emulgierer, Befeuchtungsreagenzien, Beschwerungsmittel, Fluidverlustregelungszusätze, Dispergiermittel und dergleichen sind in den neuen Fluidsystemen dieser Erfindung anwendbar.
Öle zur Verwendung mit der Erfindung sind nicht toxische und/oder bioabbaubare Kohlenwasserstofföle, gewählt aus Estern, Ethern, synthetischen Kohlenwasserstoffen und inneren Olefinen. Vorzugsweise ist das Öl eine bekannte ölartige Flüssigkeit, hat einen hohen Zündpunkt und ist ein synthetischer Ester, synthetischer Ether, synthetischer Kohlenwasserstoff wie innere Olefine, Poly-alpha-Olefine und/oder dergleichen. Bevorzugt sind umweltverträgliche Öle mit niedriger Toxizität.
Die in dieser Erfindung verwendbaren Emulgierer können dieselben Emulgierer sein, die allgemein in Wasser-in-Öl-Inversbohrfluiden verwendet werden. Diese umfassen die verschiedenen Fettsäureseifen, einschließlich oxidierter Tallölseifen, vorzugsweise Kalziumseifen, entweder vorgeformt oder in situ in dem Fluid gebildet, Polyamide, Alkylamidoamine, Imidazoline, Alkylsulfonate, Fettsäureester, Lezithin und dergleichen. Diese umfassen so genannte primäre Emulgierer, sekundäre Emulgierer. Siehe zum Beispiel die folgenden US-Patente: 2,876,197; 2,994,660; 2,962,881; 2,816,073; 2,793,996; 2,588,808; 3,244,638; 4,504,276; 4,509,950; 4,776,966; und 4,374,737.
Beschwerungsmittel wie im Stand der Technik bekannt können in die Fluide dieser Erfindung einverleibt werden. Exemplarische Beschwerungsmittel oder Beschwerungsmaterialien umfassen Barit, Galena, Ilmenit, Eisenoxid, Siderit, Kalzit und dergleichen.
Jedes der typischerweise verwendeten Suspendiermittel, die in der Industrie bekannt sind, kann verwendet werden. Das bevorzugte Suspendiermittel ist ein organophiler Ton (Organoton). Exemplarische Organotone sind dargelegt in den folgenden US Patenten: 2,531,427; 2,966,506; 4,105,578; 4,208,218. US Patent 5,021,170 offenbart Gemische eines Organotons und ein sulfoniertes Ethylen-/Proplyen-/5-Phenyl-2-Norboren-Terpolymer. Bevorzugte Organotone sind Dimethyldialkylammonium Bentonit, Dimethyldialkylammonium-Hektorit, Methylbenzyldialkylammonium-Hektorit und Gemische davon.
Jeder der typischerweise verwendeten Fluidverlustregelungszusätze, die in der Industrie bekannt sind, kann verwendet werden wie Gilsonit, Asphalt, oxidierter Asphalt, organophile Lignite und dergleichen. Exemplarische organophile Lignite sind dargestellt in den folgenden US Patenten: 3,168,475 (Jordan et al.); 3,379,650 (Beasley et al.); 3,494,865 (Andrews et al.); 4,421,655 (Cowan); 4,597,878 (House et al.); 4,853,465 (Cowan et al.).
Verschiedene andere bekannte Zusätze wenn können in den Fluiden dieser Erfindung wenn notwendig oder gewünscht, eingesetzt werden. Zum Beispiel andere Ölbefeuchtungsmittel, Korrosionsinhibitoren, Belagsabscheidungsinhibitoren und andere gewöhnliche Zusätze.
Die wasserlöslichen Polyethylenglykole, die in Fluiden dieser Erfindung nützlich sind, haben ein Molekulargewicht von wenigstens 500, vorzugsweise etwa 1000 und am bevorzugtesten im Bereich von etwa 1000 bis 10000.
Die Konzentration von Polyethylenglykolen, die in der wässrigen Phase vorliegt, wird ausreichend sein, um die Niedrigschergeschwindigkeitsviskosität des Fluids zu erhöhen, den Scherverdünnungsindex des Fluids zu erhöhen und die Wärmestabilität des Fluids zu erhöhen. Eine Konzentration von 5% bis 40% der kombinierten Gewichte von Wasser und Polyethylenglykol in der wässrigen Phase wird ausreichend sein, vorzugsweise von 7,5% bis 35%, am bevorzugtesten von 10% bis 30%.
Es ist wohlbekannt, das bestimmte wasserbasierte Biopolymer enthaltende Fluide Scherverdünner sind, die eine hohe Niedrigschergeschwindigkeitsviskosität und eine niedrige Hochgeschwindigkeitsscherviskosität zeigen. Eine Schergeschwindigkeitsviskosität nahe Null (0,06 bis 0,11 s^–1) ergibt einen numerischen Wert, der mit dem Vermögen eines Fluids verbunden ist, Partikel oder Schnitte unter statischen Bedingungen zu suspendieren. Umgekehrt ist die bei Schergeschwindigkeit über 20 s^–1 gemessene Viskosität mit dem Lochreinigungsvermögen eines Fluids unter ringförmigen Strömungsbedingungen verbunden. Solche Fluide waren ausgezeichnet erfolgreich zur Verwendung beim Bohren mit großem Winkel und Horizontal-Bohren. Siehe zum Beispiel (1) „Drill-In Fluids Improve High-Angle Well Production", Supplement to Petroleum Engineer International, März, 1995, S. 5–11; und (2) „Soluble Bridging Particle Drilling System Generates Successful Completions in Unconsolidated Sand Reservoirs", J. Dobson und D. Kayga, presented at the 5th International Conference on Horizontal Well Technology, Amsterdam, The Netherlands, July 14–16, 1993.
Wie in Copperman et al. US Patent NO. 5,710,110, offenbart, sind diese Merkmale auch in ölbasierten Fluiden wünschenswert. Die Polyethylenglykole, die hier offenbart sind, vergrößern die Niedrigschergeschwindigkeitsviskosität (LSRV) und vergrößern die Scherverdünnungsmerkmale der Inversemulsionsfluide der Erfindung.
Der Scherverdünnungsindex (STI), der hier zum Bestimmen der Scherverdünnungsmerkmale von Fluiden offenbart ist, wird unter Verwendung der Formel berechnet
worin die Ziffernblattablesung unter Verwendung eines Viskosimeters vom Fann-Typ erhalten wird, wie dargelegt in API Recommended Practice 13 B-1 (API-empfohlene Praxis 13 B-1). Daher kann der STI direkt von Fachleuten bestimmt werden.
Die LSRV und STI der Fluide sollten jeweils wenigstens 10000 Centipoise und 10 sein, vorzugsweise jeweils wenigstens 20000 Centipoise und 15, am bevorzugtesten jeweils wenigstens 30000 Centipoise und 20.
Die Fluide können wie im Standard in der Technik hergestellt werden. Daher kann das Polyethylenglykol zu dem Inversemulsionsfluid zugegeben und danach in der wässrigen Phase gelöst werden oder das Polyethylenglykol kann in der wässrigen Flüssigkeit vor Emulsion in dem Öl gelöst werden. Allgemein wird der Suspensionszusatz in der öligen Phase dispergiert, gefolgt von Emulgatoren vor Zugabe der wässrigen Flüssigkeit.
Die Fluide der Erfindung haben ein Öl-zu-Wasser-Volumenverhältnis (O/W oder Öl:Wasser) von 40:60 bis 95:5, vorzugsweise von 60:40 bis 95:5, am bevorzugtesten von 60:40 bis 85:15.
Die Erfindung wird im Lichte der folgenden spezifischen Beispiele besser verstanden werden, welche lediglich veranschaulichend sind und nicht als die Erfindung in irgendeiner Hinsicht beschränkend vorgesehen sind wie es für Fachleute offensichtlich sein wird.
In diesen Beispielen und dieser Beschreibung werden die folgenden Abkürzungen verwendet: API = American Petroleum Institute; °C = °C; m³ = Kubikmeter; °F = °Fahrenheit; % = Prozent; kg/m³ = Kilogramm pro Kubikmeter; Prägepolierverfahren = API Plastikviskosität in Centipose; YP = API Ausbeutepunkt in Pfund pro 100 Quadratfuß; 10''/10' Gele = 10 Sekunden/10 Minuten Gelstärke in Pfund pro 100 Quadratfuß; STI = Scherverdünnungsindex; LSRV = Brookfield-Niedrigschergeschwindigkeitsviskosität bei 0,3 Umdrehungen pro Minute, 0,06 s^–1 in Centipoise; SSI = Schieferstabilitätsindex; PEG = Polyethylenglykol; M. W. = Molekulargewicht; vol. = Volumen; O/W = Öl/Wasser-Verhältnis, vol/vol: ml = Milliliter; g = Gramm; cp = Centipose; rpm = Umdrehungen pro Minute; ES = Emulsionsstabilität, Volt; psi = Pfund pro Quadrat-Inch; mm = Millimeter, pvc = Polyvinylchlorid; HTHP = Hochtemperatur-Hochdruckfluidverlust bei 65,6°C (150°F), Milliliter.
Ein Pfund pro 100 Quadratfuß = 0,4788 Pa.
Ein Pfund pro Quadrat-Inch = 6,895 × 103 Pa.
Die plastische Viskosität, Ausbeutepunkt und Gelbstärken wurden durch Verfahren erhalten, die in API's Recommended Practice 13B-1 dargelegt sind. Die LSRV wurde für Fluide unter Verwendung eines Brookfield-Viskosimeters Modell LVTDV-I mit einer Anzahl von 2 oder 3 Spindeln bei 0,3 Umdrehungen pro Minute (Schergeschwindigkeit von 0,063 s^–1) erhalten. Die LSRV zeigt die Suspensionseigenschaften des Fluids an, je größer die LSRV, desto besser ist die Suspension von Festkörpern in dem Fluid. Der Schieferstabilitätsindex wird durch das folgende Verfahren erhalten: Schieferkernherstellung:

1. Füge 10,0 Gramm Salz zu 300 ml Leitungswasser in einen Waning-Mischer und rühre, bis sie sich gelöst haben.
2. Gebe 100 Gramm Pierre-Schiefer zu der NaCl-Suspension.
3. Schere die Suspension in dem Waring-Mischer für 4 Minuten.
4. Bereite eine Doppelendzementzelle mit Filterpapier und einer rauen Scheibe für die Suspension in die Zelle und platziere einen Kolben auf der Suspension. Platziere die Zelle in einen HTHP-Heizmantel bei Raumtemperatur und wende 6,895 × 106 Pa (1000 psi) auf die Suspension an, um den Flüssiganteil zu filtrieren. Die Zelle muss für mindestens 48 Stunden belassen werden.
5. Entferne den rekonstituierten Schieferkern aus der Zelle. Breche den Kern in 19,0 und 19,5 Grammproben.
6. Passe ein kleines Stück Filterpapier in an beiden Seiten in eine Schnitzpressdüsenanordnung und drücke bei 137,9 × 10^–6 Pa (20000psi). Entferne den Kern aus der Vorrichtung und platziere in 2,86 cm (1 1/8 Inch) PVC-Pflöcken (Kernhalter).
7. Drücke den Kern in die PVC-Pflöcke der Carver-Press (Formpresse) bei 6,895 × 10⁶ Pa (1000 psi).
8. Kratze überflüssigen Schiefer von der Spitze der Kerne ab.
9. Platziere die Schieferkerne in einen Ofen bei 65,5°C (150°F) für 4 Stunden.
10. Platziere die Kerne in einen Desikkator, der gesättigtes Natriumformat mit relativer Feuchtigkeit zwischen 60% und 63% enthält. Die Proben werden in dem Desikkator für ein Minimum von 48 Stunden belassen.

SSI-Werte:

1. Die Schieferkerne werden aus dem Desikkator entfernt und auf dem Fuß eines Penetrometers angeordnet. Der Konus und der Tiefgang des Penetrometers wird auf 38 mm (380 rds) nahe der Spitze der Kernprobe abgesenkt. Ein UNIVERSAL PRECISION Penetrometer mit 25 mm Breite, 2,77 mm Länge, 45 g Kern wird verwendet.
2. Der Konus wird mit der Einstellschrauben-Anordnung gesetzt, um bündig mit der Oberfläche des Kerns zu werden. Die Skala wird nun mit dem Konus auf Null gesetzt. Der Konus und der Tiefenbereich werden zur obersten Position angehoben.
3. Der Hebel (Kupplung) wird dann freigesetzt unter Fallenlassen des Konus. Der Tiefenbereich wird abgesenkt, bis der Bereich stoppt und die Skalenauslesung wird aufgezeichnet. Das Verfahren wird zwei weitere Male wiederholt und der Durchschnitt von drei Auslesungen wird berechnet. Dies ist die anfängliche Eindringtiefe.
4. Eine Fluidprobe wird hergestellt.
5. Die Kernprobe wird an einer Gefäßklappe mit Silikon angeheftet und für ein Minimum von 15 Minuten zum Reifen des Silikons gealtert.
6. Die Fluidprobe wird zu dem Gefäß zugegeben und der Gefäßdeckel mit dem Kern wird dicht aufgeschraubt. Das Gefäß wird in einen Rollofen bei 65,5°C (150°F) für 16 Stunden platziert.
7. Die Probe wird aus dem Rollofen entfernt und invertiert, so dass der Schiefer in den Fluiden eingetaucht bleibt, bis die Proben abgekühlt sind.
8. Der Gefäßdeckel mit dem angehefteten Kern wird auf den Fuß des Penetrometers angeordnet. Ein Papiertuch wird verwendet, um jeglichen Fluidüberschuss vom Oberen der Kernprobe abzutupfen.
9. Die Schritte 1–3 werden wiederholt, um die endgültige Durchdringungstiefe zu bestimmen.
10. Die Formel für SSI-Werte ist wie folgt:

Bemerkung: 210 ist die Eindringtiefe, die durch Behandlung der Kernprobe in entionisiertem Wasser erhalten wird.
Beispiel 1
Inverse Ölemulsionsfluide wurden hergestellt mit einer ölartigen, kontinuierlichen Phase eines inneren Olefins, einer dispergierten, emulgierten wässrigen Phase und kommerziell verfügbarem organophilen Tonsuspendierungsmittel/Viskosifiziermittel, Emulgatoren, Kalk und Barit. Die Fluide hatten die in der Tabelle 1 dargelegte Zusammensetzung. Die wässrige Phase enthielt die in der Tabelle 1 dargelegten Konzentrationen von Polyethylenglykol. Das Molekulargewicht der Polyethylenglykole, das bewertet wurde, ist in der Tabelle 1 dargelegt. Zu Vergleichszwecken wurde ein Fluid hergestellt, in welchem die wässrige Phase 28 Gew.-% Kalziumchlorid (10,5 ppg-Lösung) enthielt.
Die Fluide wurden für die API-Rheologie, Niedriggeschwindigkeitsscherviskosität, Emulsionsstabilität und Schieferstabilitätsindex bewertet. Die Daten sind in der Tabelle 1 dargelegt.
Beispiel 2
Inverse Ölemulsionsfluide wurden hergestellt mit einer ölartigen, kontinuierlichen Phase eines inneren Olefins wie in Beispiel 1. Die Konzentration der Emulgatoren wurde wie in Tabelle 2 angezeigt variiert. Die wässrige Phase war eine Lösung, die 12,5 Gew.-% Polyethylenglykol mit Molekulargewicht 8000 enthielt. Die erhaltenen Daten sind in der Tabelle 2 dargelegt.
Beispiel 3
Fluide wurden wie in Beispiel 1 hergestellt und für die API-Rheologie bei 48,9°C (120°F) und Niedrigschergeschwindigkeitsviskosität bewertet. Die erhaltenen Daten sind in der Tabelle 3A dargelegt. Hiernach wurden die Fluide bei 65,6°C (150°F) für 16 Stunden gerollt, abgekühlt und bewertet für die API-Rheologie bei 48,9°C, Niedrigschergeschwindigkeitsviskosität, Emulsionsstabilität, Schieferstabilitätsindex und den API-Hochtemperatur-Hochruckfluidverlust (differenziell 1,034 × 10⁶ Pa (500 psi)) eine über eine 5 Mikrometer-Scheibe, gesättigt mit dem Öl, bewertet. Die erhaltenen Daten sind in der Tabelle 3B dargelegt. Der Vergleich der Niedrigschergeschwindigkeitsviskosität und des Scherverdünnungsindex der Fluide vor und nach Heißrollen bei 65,6°C veranschaulicht die verstärkte Wärmestabilität der Fluide der Erfindung und zeigt beispielhaft das Verfahren der Erfindung. Tabelle 1 Fluidzusammensetzung: 225.4 ml inneres Olefin von Biobase; 6 g organophiler Tonviskosifizierer von Synvert; 5.5 ml Synvert-I-Emulgator; 3.7 ml Synvert-II-Ölbenetzungsmittel; 3 g FLG-Fluidverlustzusatz; 65.1 ml innere wässrige Phase; 4 g Kalk und 250 g Barit.

(1) Gew.-% der wässrigen Phase

(1) Gew.-% der wässrigen Phase

Tabelle 3B EIGENSCHAFTEN NACH WARMROLLEN BEI 65,6°C FÜR 16 STUNDEN

Claims

Inverses Bohr- und Wartungsfluidemulsion, umfassend eine kontinuierliche Ölphase und eine innere wässrige Phase, wobei die kontinuierliche Ölphase und die innere wässrige Phase in einem Volumenverhältnis von kontinuierlicher Ölphase zu innerer wässriger Phase von 40:60 bis 95:5 vorliegen; die kontinuierliche Ölphase ein nichttoxisches und/oder bioabbaubares Kohlenwasserstofföl ist, gewählt aus Estern, Ethern, synthetischen Kohlenwasserstoffen und inneren Olefinen; die wässrige Phase eine Lösung eines Polyethylenglykols, gelöst in Wasser umfasst, wobei das Polyethylenglykol in der wässrigen Phase bei einer Konzentration von 5 bis 40 Gew.-% in Bezug auf die wässrige Phase vorliegt; und das Fluid einen oder mehrere Emulgierer umfasst; worin: der Emulgierer in einer wirksamen Menge vorliegt, um die wässrige Phase in der kontinuierlichen Ölphase zu dispergieren das Polyethylenglykol hat ein Molekulargewicht von wenigstens 500 und die wässrige Phase keine darin gelösten löslichen Salze enthält.
Fluid nach Anspruch 1, worin das Polyethylenglykol in der wässrigen Phase bei einer Konzentration von 7,5 bis 35 Gew.-% vorliegt.
Fluid nach Anspruch 1, worin das Polyethylenglykol in der wässrigen Phase bei einer Konzentration von 10 bis 30 Gew.-% vorliegt.
Fluid nach Anspruch 1, 2 oder 3, worin die kontinuierliche Ölphase in einem Volumenverhältnis zu der wässrigen Phase von 60:40 bis 85:15 vorliegt.
Fluid nach Anspruch 1, 2 oder 3, worin das Polyethylenglykol ein Molekulargewicht von 500 bis 10000 hat.
Verfahren zum Verstärken der thermischen Stabilität einer Bohr- und Wartungsfluid-Wassers-in-Öl-Emulsion, worin das Fluid eine kontinuierliche äußere Ölphase und eine innere wässrige, darin emulgierte Phase hat, wobei das Fluid gemäß der inversen Emulsion ist, die in einem der Ansprüche 1 bis 5 beansprucht ist.
Verfahren nach Anspruch 6, worin das Polyethylenglykol gelöst ist in der wässrigen Phase vor Emulgieren der wässrigen Phase in dem Öl.
Verfahren nach Anspruch 6 oder 7, worin das Polyethylenglykol in der wässrigen Phase bei einer Konzentration von 7,5 bis 35 Gew.-% vorliegt und worin die kontinuierliche Phase in einem Volumenverhältnis zur inneren wässrigen Phase von 60:40 bis 85:15 vorliegt.
Verfahren nach Anspruch 6 oder 7, worin das Polyethylenglykol in der wässrigen Phase bei einer Konzentration von 10 bis 30 Gew.-% vorliegt und worin die kontinuierliche Ölphase in einem Volumenverhältnis der inneren wässrigen Phase von 60:40 bis 85:15 vorliegt.
Verfahren nach Anspruch 6 oder 7, worin das Polyethylenglykol in der wässrigen Phase in einer Konzentration von 7,5 bis 35 Gew.-% vorliegt und worin das Polyethylenglykol ein Molekulargewicht von 500 bis 10000 hat.
Verfahren nach Anspruch 6 oder 7, worin das Polyethylenglykol in der wässrigen Phase in einer Konzentration von 10 bis 30 Gew.-% vorliegt und worin das Polyethylenglykol ein Molekulargewicht von 500 bis 1000 hat.
Verfahren nach Anspruch 6 oder 7, worin das Polyethylenglykol in der wässrigen Phase bei einer Konzentration von 7,5 bis 35 Gew.-% vorliegt, worin die kontinuierliche Ölphase in einem Volumenverhältnis zur inneren wässrigen Phase von 60:40 bis 85:15 vorliegt und worin das Polyethylenglykol ein Molekulargewicht von 500 bis 10000 hat
Verfahren nach Anspruch 6 oder 7, worin das Polyethylenglykol in der wässrigen Phase bei einer Konzentration von 10 bis 30 Gew.-% vorliegt, worin die kontinuierliche Ölphase in einem Volumenverhältnis zu der inneren wässrigen Phase von 60:40 bis 85:15 vorliegt und worin das Polyethylenglykol ein Molekulargewicht von 500 bis 10000 hat.