WO2005042664A1 - Emulgatoren für bohrspülmittel - Google Patents

Emulgatoren für bohrspülmittel Download PDF

Info

Publication number
WO2005042664A1
WO2005042664A1 PCT/EP2004/011623 EP2004011623W WO2005042664A1 WO 2005042664 A1 WO2005042664 A1 WO 2005042664A1 EP 2004011623 W EP2004011623 W EP 2004011623W WO 2005042664 A1 WO2005042664 A1 WO 2005042664A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
surfactant mixtures
carbon atoms
formula
unsaturated
emulsifiers
Prior art date
Application number
PCT/EP2004/011623
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Heinz Müller
Nadja Herzog
Jens Hartmann
Original Assignee
Cognis Oleochemicals Gmbh
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Cognis Oleochemicals Gmbh filed Critical Cognis Oleochemicals Gmbh
Priority to EP04790468A priority Critical patent/EP1704201A1/de
Priority to BRPI0415748-6A priority patent/BRPI0415748A/pt
Priority to CA002542852A priority patent/CA2542852A1/en
Priority to US10/595,280 priority patent/US20070219098A1/en
Priority to AU2004286041A priority patent/AU2004286041A1/en
Publication of WO2005042664A1 publication Critical patent/WO2005042664A1/de

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/26—Oil-in-water emulsions
    • C09K8/28—Oil-in-water emulsions containing organic additives
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K23/00—Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
    • C09K23/017—Mixtures of compounds
    • C09K23/018—Mixtures of two or more different organic oxygen-containing compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/36—Water-in-oil emulsions

Definitions

  • the present application relates to additives for borehole treatment agents, in particular emulsifiers for aqueous emulsion drilling fluids, and drilling fluid systems which contain such emulsifiers.
  • oil flushing systems for drilling rock bores while applying the detached cuttings are thickened, flowable, water-based or oil-based systems.
  • oil-based systems are becoming increasingly important in practice and are used particularly in the area of offshore drilling.
  • Oil-based drilling fluids are generally used as so-called invert emulsion muds, which consist of a 3-phase system: oil, water and finely divided solids. These are preparations of the type of the W / O emulsions, i.e. the aqueous phase is heterogeneously finely dispersed in the closed oil phase.
  • a plurality of additives are provided to stabilize the overall system and to set the desired usage properties, in particular emulsifiers or emulsifier systems, weighting agents, fluid loss additives, viscosity regulators and, if appropriate, an alkali reserve.
  • the theological characteristics are an important criterion for assessing the practical applicability of such invert drilling fluid systems.
  • certain viscosity values must be adhered to, in particular an uncontrolled thickening and thus an increase in the viscosity of the drilling fluid must be prevented, since otherwise the drill pipe can become stuck during the drilling process (so-called "stucco pipe”) and such an operating state can only be achieved through time - and costly measures can be remedied.
  • suitable thinners are added to the drilling fluid systems before and during drilling.
  • anionic surfactants from the group of fatty alcohol sulfates, fatty alcohol ether sulfates and alkylbenzenesulfonates are preferably known.
  • the drilling fluid that is pumped into the ground warms up, depending on the christening, for example to values of 150 to 250 ° F (66 or 121 ° C), for very deep holes up to 350 ° F ( 178 ° C), but it is not always desirable that the Rheology in the high temperature range is also affected. Rather, it is often only desirable to selectively influence the rheology in the critical, low temperature range.
  • all additives and auxiliaries used in offshore and onshore drilling fluid systems should meet high requirements with regard to biodegradability and toxicity.
  • the environmental conditions in earth wells, such as high temperature, high pressure, pH value changes caused by the collapse of acidic gases, etc. place high demands on the selection of possible components and additives.
  • emulsifiers for borehole treatment systems and in particular drilling fluids is primarily aimed at finding substances which can also be used under the extreme conditions of practical use lead to maximum stability of the emulsion, ie an increase in the viscosity of the drilling fluid, in particular breaking of the emulsion, must be prevented. This applies in particular to water-in-oil emulsions.
  • An essential task of the drilling fluid is also to stabilize the cavity created by the drilling against the ingress of liquids from the formation. This is achieved by the pressure of the flushing being greater than the pressure of the formation fluids.
  • the mud also has a tendency to penetrate the formation, although solids in the mud quickly form a layer on the surface ("filter cake") of the drilling wall that only allows small amounts of liquid to pass through.
  • the amount of liquid that This means that the amount of filtrate (measured according to API) is an essential criterion for the quality of a drilling fluid, so that a constant search is made for systems that improve the filtrate values of irrigation systems without the otherwise required property profile of the fluid to influence. It has now been found that the use of certain surfactant mixtures accomplishes the task.
  • the present application therefore relates to the use of surfactant mixtures comprising alkyl and alkenyl oligoglycosides (APG) of the formula (I),
  • R stands for an alkyl and / or alkenyl radical with 4 to 22 carbon atoms
  • G for a sugar residue with 5 or 6 carbon atoms and p for numbers from 1 to 10
  • the 6 to 22 C atoms in admixture with free fatty acids is an additive in drilling fluids.
  • Alkyl (oliog) glycosides of the form claimed here can be obtained by the relevant preparative organic chemistry processes.
  • the alkyl and / or alkenyl oligoglycosides can be derived from aldoses or ketoses with 5 or 6 carbon atoms, preferably glucose.
  • the preferred alkyl and / or alkenyl oligoglycosides are thus alkyl and / or alkenyl oligoglucosides.
  • alkyl and / or alkenyl oligoglycosides whose degree of oligomerization is less than 1.7 and is in particular between 1.2 and 1.4.
  • the alkyl or alkenyl radical R1 can be derived from primary alcohols having 4 to 11, preferably 8 to 10, carbon atoms. Typical examples are butanol, capronic alcohol, caprylic alcohol, capric alcohol and undecyl alcohol and their technical mixtures, such as are obtained, for example, in the hydrogenation of technical fatty acid methyl esters or in the course of the hydrogenation of aldehydes from Roelen's oxosynthesis.
  • the alkyl or alkenyl radical R1 can also be derived from primary alcohols having 12 to 22, preferably 12 to 18 and in particular 12 to 14 carbon atoms.
  • Typical examples are lauryl alcohol, myristyl alcohol, cetyl alcohol, palmoleyl alcohol, stearyl alcohol, isostearyl alcohol, oleyl alcohol, elaidyl alcohol, petroselinyl alcohol, arachyl alcohol, gadoleyl alcohol, behenyl alcohol, erucyl alcohol, brassidyl alcohol and the technical mixtures described above, which can be obtained as described above, and their technical mixtures.
  • Alkyl oligoglucosides based on hardened C12 / 14 coconut alcohol with a DP of 1 to 3 are preferred. Due to the manufacturing process, fatty alcohols from production can also be contained in the APG to be used, as described above.
  • the APGs in combination with free fatty acids are preferably those of the general formula R'-COOH, in which R 'is a saturated or unsaturated, branched or unbranched alkyl or alkenyl radical with 11 to 21 carbon atoms is used. It is particularly advantageous if the APGs are combined with fatty acids of the above formula in which R 'represents an unbranched alkyl or alkenyl radical having 11 to 21 carbon atoms. In addition to the free fatty acids, their salts can also be used in the sense of the invention. It may furthermore be preferred that the C chain length of the free fatty acids is identical to the C chain length R in formula (I) for the APG.
  • mixtures of APG and / or mixtures of free fatty acids can also be used together.
  • the fatty acids should preferably be used in amounts of at least 0.1, preferably at least 0.3% by weight and advantageously in the range from 0.5 to 10% by weight, based on the weight of the rinse. A particularly preferred range is 1.0 to 5.0% by weight.
  • the free fatty acids should preferably be used in amounts of 1.5 to 6% by weight. It is also preferred that the free fatty acids are used in a weight ratio of approximately 1: 1, preferably 2: 1 to a maximum of 10: 1 to the surfactant mixtures, based in each case on the active substance.
  • the surfactant mixtures are preferably used as emulsifiers in drilling fluids, the drilling fluid must contain at least one aqueous and one non-aqueous phase. It is particularly preferred to use the surfactant mixtures as emulsifiers in drilling fluid which form a water-in-oil or an oil-in-water emulsion. The use of the surfactant mixtures for so-called frivert drilling fluids in which a water phase is emulsified in a continuous oil phase is very particularly preferred.
  • the oil phase of the drilling fluid being selected from esters of saturated or unsaturated, branched or unbranched monocarboxylic acids with 1 to 24 carbon atoms and monovalent linear or branched, saturated or unsaturated alcohols with 1 to 24 carbon atoms. Also preferred is the use in drilling fluids whose oil phase contains linear alpha olefins, internal olefins or paraffins. It can also be advantageous to use oil phases of this type which consist of mixtures of the carrier fluids described above as preferred.
  • the use of the surfactant mixtures according to the invention leads to an improvement in the theological properties of the emulsions, in particular with regard to their filtrate properties.
  • Another positive effect when using the surfactant mixtures in drilling fluids can be seen in the fact that the drilling fluids still maintain their theological properties even when contaminated and, for example, there is no disadvantageous increase in the yield point.
  • Another object of the present invention relates to flowable and pumpable borehole treatment agents, in particular drilling fluids, in the temperature range from 5 to 20 ° C., either based on a closed oil phase, if desired in admixture with a limited amount of a disperse aqueous phase (W / O invert type) ) or based on a O / W emulsion with disperse oil phase in the closed aqueous phase, if desired containing dissolved and / or dispersed customary auxiliaries such as viscosity formers, emulsifiers, fluid loss additives, wetting agents, finely divided weighting agents, salts, alkali reserves and / or biocides, in which they their oil phase compounds selected from the classes
  • oil phase contains.
  • Alkyl radical having 5 to 21 carbon atoms preferably alkyl radicals having 5 to 17 and in particular alkyl radicals having 11 to 17 carbon atoms.
  • Particularly suitable alcohols in such Esters are based on branched or unbranched alcohols with 1 to 8 carbon atoms, for example on methanol, isopropanol, isobutanol or 2-ethylhexanol. Alcohols with 12 to 18 carbon atoms are also preferred.
  • Particularly preferred esters are saturated C12-C14 fatty acid esters or unsaturated C16-C18 fatty acids, each with isopropyl, isobutyl or 2-ethylhexanol as the alcohol component.
  • 2-Ethyl ethyl octanoate is also suitable.
  • suitable esters are acetic acid esters, in particular acetates of C8-C18 fatty alcohols.
  • Such oil phases are known, for example, from the earlier property rights of the applicant Cognis, reference being made here in particular to European patent applications 0 374 671, 0 374.672, 0 382 070, 0 386 638. Oil phases based on linear olefins are also known to the person skilled in the art, and European Patent Application 0 765 368 should be mentioned here.
  • esters of type (a) are also suitable carrier fluids in the process according to the invention; the esters disclosed there form part of the disclosure of the present invention. Mixtures of such preferred esters with one another are also preferred. It is also preferred that the oil phase contain alpha-olefins or internal olefins (IO) or poly-alpha-olefins (PAO) in the sense of component (b).
  • IO internal olefins
  • PAO poly-alpha-olefins
  • the IO or IO mixtures present in the oil phase according to the invention then contain corresponding compounds with 12 to 30 C atoms in the molecule, preferably with 14 to 24 C atoms and in particular with up to 20 C atoms in the molecule. If alpha-olefins are contained as the oil phase, alpha-olefins based on fatty acids with 12 to 18 carbon atoms are preferably used, with saturated alpha-olefins being particularly preferred. Such preferred mixtures are the subject of EP 0 765 368 AI by the applicant.
  • Suitable constituents of the oil phase can furthermore be water-insoluble symmetrical or unsymmetrical ethers (c) from monohydric alcohols of natural or synthetic origin, it being possible for the alcohols to contain 1 to 24 carbon atoms.
  • Such drilling fluid systems are the subject of European application 0 472 557.
  • Water-soluble alcohols of group (d) can also be preferred components of the oil phase in the sense of the present technical teaching.
  • carbonic acid diester (s) according to European application 0 532 570 are suitable components of the oil phase. These compounds can make up the entire oil phase or parts of it.
  • Paraffins (f) and / or acetals (g) can also be used as components of the oil phase. Any mixtures of the compounds a) to g) with one another are possible.
  • the oil phase of the emulsions according to the invention is preferably composed of at least 50% by weight of such preferred compounds (a) to (g); systems in which the oil phase is 60 to 80% and in particular 100% by weight are particularly preferred. -% consist of compounds (a) to (g) or mixtures thereof.
  • the oil phases themselves then preferably have flash points above 85 ° C. and preferably above 100 ° C. They are designed in particular as invert drilling fluids of the W / O type and preferably contain the disperse aqueous phase in amounts of about 5 of water-based O / W emulsion fluids, the amount of the disperse oil phase in the range of about 1 to 50% by weight. and is preferably from about 8 to 50% by weight.
  • the closed oil phases of such rinses according to the invention have a Brookfield (RVT) viscosity in the temperature range from 0 to 5 ° C. below 50 mPas, preferably not above 40 mPas.
  • the pH of the rinses is preferably set to a pH in the range from approximately neutral to moderately basic, in particular to the range from approximately 7.5 to 11, the use of lime as an alkali reserve being particularly preferred.
  • Water is also part of the drilling fluid systems described.
  • the water will preferably be present in the invert emulsions in amounts of at least about 0.5% by weight. However, it is preferred to contain at least 5 to 10% by weight of water.
  • Water in drilling fluid systems of the type described here always contains proportions of electrolytes to compensate for the osmotic gradient between the drilling fluid and the formation water, calcium and or sodium salts being the preferred electrolytes. CalCl 2 in particular is frequently used.
  • other salts from the group of the alkali and / or alkaline earth group are also suitable, for example potassium acetates and / or formates.
  • the surfactant mixtures are preferably used as emulsifiers in rinsing systems which, based on the entire liquid phase, contain 10 to 30% by weight of water and thus 90 to 70% by weight of the oil phase. Because of the high proportion of dispersed solids in invert drilling fluids, no reference is made to the total weight of the fluid, i.e. water-oil and solid phase.
  • the surfactant mixtures are oil-soluble and are therefore predominantly in the oil phase and its interfaces with the water phase. Further preferred mixing ratios are 80% by weight oil phase and 20% by weight water phase.
  • the drilling fluids in the sense of the present technical teaching can also contain other conventional auxiliaries and additives.
  • Emulsifiers which can be used in practice are systems which are suitable for forming the required W / O emulsions.
  • further compounds known to the person skilled in the art can also be used.
  • Selected oleophilic fatty acid salts based on amidoamine compounds are particularly suitable.
  • Emulsifiers of the type concerned here are sold commercially as highly concentrated active ingredient preparations and can be used, for example, in amounts of about 2.5 to 5% by weight, in particular in amounts of about 3 to 4% by weight, based in each case on the oil phase Find.
  • hydrophobicized lignite is used in particular as a fluid loss additive and thus in particular to form a dense covering of the drilling walls with a largely liquid-impermeable film.
  • Suitable amounts are, for example, in the range from about 5 to 20 and preferably 5 to 10 lb / bbl or particularly preferably in the range from about 5 to 8% by weight, based on the oil phase.
  • the viscosity former usually used is a cationically modified, finely divided bentonite, which is present in particular in amounts of about 8 to 10 and preferably 2 to 5 lb / bbl or in the range of 1 to 4% by weight, based on the oil phase , can be used.
  • the weighting agent usually used in the relevant practice to set the required pressure equalization is barite (BaSO 4 ), the additional amounts of which are adapted to the respectively expected conditions of the drilling. For example, by adding barite, it is possible to increase the specific weight of the drilling fluid to values in the range up to approximately 2.5 and preferably in the range from approximately 1.3 to 1.6.
  • Another suitable weighting agent is calcium carbonate. Examples
  • drilling fluids with the following general composition were produced:
  • All systems A to E each contained 2 g (active substance) of a mixture of an APG of the formula (I), where G for a glucose residue, p for a number of 1.2 and R for mixtures of C12 / C14 alkyl residues each with 2 g fatty acids.
  • System A contained hexanoic acid, B decanoic acid, C undecanoic acid, D tetradecanoic acid, E palimitic acid, F stearic acid, G oleic acid, H behenic acid, I sodium oleate and J potassium oleate.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)

Abstract

Es wird die Verwendung von Tensidmischungen, die Alkyl- und Alkenyloligoglykoside (APG) der Formel (I) enthalten, RO-[G]p (I) in der R für einen Alkyl- und/oder Alkenylrest mit 4 bis 22 Kohlenstoffatomen, G für einen Zuckerrest mit 5 oder 6 Kohlenstoffatomen und p für Zahlen von 1 bis 10 steht sowie zusätzlich freie Fettsäuren die 6 bis 22 C-Atome enthalten beschrieben. Die Mischungen eignen sich vorzugsweise als Emulgatoren für Invert-Bohrspülsysteme.

Description

Emulgatoren für Bohrspülmittel
Die vorliegende Anmeldung betrifft Additive für Bohrlochbehandlungsmittel, insbesondere Emulgatoren für wässerige Emulsionsbohrspülungen, sowie Bohrspülsysteme, die derartige Emulgatoren enthalten.
Flüssige Spülsysteme zur Niederbringung von Gesteinsbohrungen unter Aufbringung des abgelösten Bohrkleins sind bekanntlich beschränkt eingedickt fließfähige Systeme auf Wasser- oder auf Ölbasis. Die zuletzt genannten Systeme auf Ölbasis finden in der Praxis zunehmend Bedeutung und werden insbesondere im Bereich der Off-Shore-Bohrung eingesetzt. Bohrspülungen auf Ölbasis werden im allgemeinen als sogenannte Invert- Emulsionsschlämme eingesetzt, die aus einem 3-Phasen-System bestehen: Öl, Wasser und feinteilige Feststoffe. Es handelt sich dabei um Zubereitungen vom Typ der W/O- Emulsionen, d.h. die wässrige Phase ist heterogen fein-dispers in der geschlossenen Ölphase verteilt. Zur Stabilisierung des Gesamtsystems und zur Einstellung der gewünschten Gebrauchseigenschaften ist eine Mehrzahl von Zusatzstoffen vorgesehen, insbesondere Emulgatoren bzw. Emulgatorensysteme, Beschwerungsmittel, fluid-loss-Additive, Viskositätsregler sowie ggf. eine Alkalireserve.
Wesentliches Kriterium für die Beurteilung der praktischen Anwendbarkeit derartiger Invert- Bohrspülsysteme sind die Theologischen Kenndaten. In für die Praxis geeigneten Bohrspülsystemen müssen bestimmte Viskositätswerte eingehalten werden, insbesondere muss eine ungesteuerte Verdickung und damit Viskositätserhöhung der Bohrspülung unbedingt verhindert werden, da ansonsten das Bohrgestänge während des Bohrprozesses feststecken kann (sogenanntes "Stuck-Pipe") und ein derartiger Betriebszustand nur durch zeit- und kostenaufwendige Maßnahmen behoben werden kann. In der Praxis werden daher den Bohrspülsystemen vor und während der Bohrung geeignete Verdünner zugesetzt. Im Stand der Technik sind hier vorzugsweise anionische Tenside aus der Gruppe der Fettalkoholsulfate, der Fettalkoholethersulfate und der Alkylbenzolsulfonate bekannt. Des weiteren muss beachtet werden, dass die Bohrspülung, die ins Erdreich gepumpt wird, sich aufwärmt, abhängig von der Taufe z.B. auf Werte von 150 bis 250 °F (66 bzw. 121 °C), bei sehr tiefen Bohrungen bis 350 °F (178 °C), wobei es aber nicht immer gewünscht ist, dass die Rheologie im hohen Temperaturbereich ebenfalls beeinflusst wird. Vielmehr ist häufig nur eine selektive Beeinflussung der Rheologie im kritischen niedrigen Temperaturbereich gewünscht. Außerdem sollten alle Additive und Hilfsmittel, die in Bohrspülsystemen off- shore und on-shore zum Einsatz kommen hohen Anforderungen in Bezug auf die biologische Abbaubarkeit sowie die Toxizität erfüllen. Auch stellen die Umgebungsbedingungen bei Erdreicherbohrungen, wie hohe Temperatur, hoher Druck, durch Einbruch sauer Gase erfolgende pH-Wert-Änderungen etc. hohe Anforderungen an die Auswahl möglicher Komponenten und Additive.
Sofern, wie heute häufig eingesetzt, wässerige Bohrspülsysteme in Emulsionsform Verwendung finden, ist die Mitverwendung von Emulgatoren zwingend. Dem Fachmann sind eine Vielzahl geeigneter Verbindungen bekannt, wie beispielsweise der Offenbarung der EP 0 948 577 zu entnehmen ist, deren technische Lehre auf spezielle, temperaturabhängige Emulsionen eingeschränkt ist. Allerdings sind der Schrift eine Vielzahl dem Fachmann für den Einsatz in Bohrspülungen geeignete Emulgatoren zu entnehmen. Verwiesen wird dazu auf die konkrete Offenbarung der Paragraphen 0066 bis 0076 in der EP 0 948 577 Bl. Die Auswahl von Emulgatoren für Bohrlochbehandlungssysteme und insbesondere von Bohrspülungen ist primär darauf gerichtet, solche Substanzen zu finden, die auch unter den extremen Bedingungen des praktischen Einsatzes zu einer maximalen Stabilität der Emulsion fuhren, d.h. es soll ein Viskositätsanstieg der Bohrspülmittel, insbesondere das Brechen der Emulsion unbedingt verhindert werden. Dies gilt insbesondere bei Emulsionen des Typs Wasser-in-Öl.
Eine wesentliche Aufgabe der Bohrspülung besteht außerdem darin, die durch die Bohrung entstandene Kavität gegenüber dem Einbruch von Flüssigkeiten aus der Formation zu stabilisieren. Dies wird erreicht, indem der Druck der Spülung größer ist als der Druck der Formationsflüssigkeiten. Die Spülung hat daher aber auch die Tendenz, in die Formation einzudringen, wobei allerdings Feststoffe in der Spülung schnelle eine Schicht auf der Oberfläche („filter cake") der Bohrwand ausbilden, die nur geringe Mengen an Flüssigkeit durchlässt. Die Menge an Flüssigkeit, die so verloren geht soll möglichst gering gehalten werden, so dass die Filtratmenge (gemessen nach API ) eine wesentliches Kriterium für die Qualität eine Bohrspülung darstellt. Es wird daher konstant nach Systemen gesucht, die die Filtratwerte von Spülungssystemen verbessern ohne das ansonsten geforderte Eigenschaftsprofil der Spülung negativ zu beeinflussen. Es wurde nun gefunden, dass der Einsatz bestimmter Tensidmischungen die gestellte Aufgabe löst.
Gegenstand der vorliegenden Anmeldung ist daher die Verwendung von Tensidmischungen, enthaltend Alkyl- und Alkenyloligoglykoside (APG) der Formel (I),
RO-[G]p (I)
in der R für einen Alkyl- und/oder Alkenylrest mit 4 bis 22 Kohlenstoffatomen, G für einen Zuckerrest mit 5 oder 6 Kohlenstoffatomen und p für Zahlen von 1 bis 10 steht in Abmischung mit freie Fettsäuren die 6 bis 22 C-Atome als Additiv in Bohrspülmitteln.
Der Einsatz von APG als Emulgator in Bohrspülungen ist bereits aus der WO 92/02594 bekannt. Alkyl(oliog)glycoside der hier beanspruchten Form können nach den einschlägigen Verfahren der präparativen organischen Chemie erhalten werden. Die Alkyl- und/oder Alkenyloligoglykoside können sich von Aldosen bzw. Ketosen mit 5 oder 6 Kohlenstoffatomen, vorzugsweise der Glucose ableiten. Die bevorzugten Alkyl- und/oder Alkenyloligoglykoside sind somit Alkyl- und/oder Alkenyloligoglucoside. Die Indexzahl p in der allgemeinen Formel (I) gibt den Oligomerisierungsgrad (DP), d. h. die Verteilung von Mono- und Oligoglykosiden an und steht für eine Zahl zwischen 1 und 10. Während p in einer gegebenen Verbindung stets ganzzahlig sein muss und hier vor allem die Werte p = 1 bis 6 annehmen kann, ist der Wert p für ein bestimmtes Alkyloligoglykosid eine analytisch ermittelte rechnerische Größe, die meistens eine gebrochene Zahl darstellt. Vorzugsweise werden Alkyl- und/oder Alkenyloligoglykoside mit einem mittleren Oligomerisierungsgrad p von 1,1 bis 3,0 eingesetzt. Aus anwendungstechnischer Sicht sind solche Alkyl- und/oder Alkenyloligoglykoside bevorzugt, deren Oligomerisierungsgrad kleiner als 1,7 ist und insbesondere zwischen 1,2 und 1,4 liegt. Der Alkyl- bzw. Alkenylrest Rl kann sich von primären Alkoholen mit 4 bis 11, vorzugsweise 8 bis 10 Kohlenstoffatomen ableiten. Typische Beispiele sind Butanol, Capronalkohol, Caprylalkohol, Caprinalkohol und Undecylalkohol sowie deren technische Mischungen, wie sie beispielsweise bei der Hydrierung von technischen Fettsäuremethylestern oder im Verlauf der Hydrierung von Aldehyden aus der Roelen'schen Oxosynthese erhalten werden. Bevorzugt sind Alkyloligo- glucoside der Kettenlänge C8-C10 (DP = 1 bis 3), die als Vorlauf bei der destillativen Auftrennung von technischem C8-C18-Kokosfettalkohol anfallen und mit einem Anteil von weniger als 6 Gew.-% C12-Alkohol verunreinigt sein können sowie Alkyloligoglucoside auf Basis technischer C9/ll-Oxoalkohole (DP = 1 bis 3). Der Alkyl- bzw. Alkenylrest Rl kann sich ferner auch von primären Alkoholen mit 12 bis 22, vorzugsweise 12 bis 18 und insbesondere 12 bis 14 Kohlenstoffatomen ableiten. Typische Beispiele sind Laurylalkohol, Myristylalkohol, Cetylalkohol, Palmoleylalkohol, Stearylalkohol, Isostearylalkohol, Oleylalkohol, Elaidylalko-hol, Petroselinylalkohol, Arachylalkohol, Gadoleylalkohol, Behenylalkohol, Erucylalkohol, Brassidylalkohol sowie deren technische Gemische, die wie oben beschrieben erhalten werden können. Bevorzugt sind Alkyloligoglucoside auf Basis von gehärtetem C12/14-Kokosalkohol mit einem DP von 1 bis 3. Herstellbedingt können neben den APG gemäß obiger Beschreibung noch Fettalkohole aus der Produktion in den einzusetzenden APG enthalten sein.
Wesentliches Merkmal der hier beanspruchten Systeme ist es nun aber, dass die APGs in Kombination mit freien Fettsäuren vorzugsweise solchen der allgemeinen Formel R'-COOH, in der R' für einen gesättigten oder ungesättigten, verzweigten oder unverzweigten Alkyl- bzw. Alkenylrest mit 11 bis 21 C- Atomen steht, verwendet werden. Besonders vorteilhaft ist es dabei, wenn man die APGs mit Fettsäuren der obigen Formel kombiniert, in der R' für einen unverzweigten Alkyl- oder Alkenylrest mit 11 bis 21 C- Atomen steht. Neben den freien Fettsäuren können auch deren Salze im erfindungsgemäßen Sinne verwendet werden. Es kann weiterhin bevorzugt sein, dass die C-Kettenlänge der freien Fettsäuren identisch ist mit der C- Kettenlänge R in der Formel (I) für die APG. Es liegt im Bereich der hier offenbarten technischen Lehre, dass auch Mischungen von APG und/oder Mischungen von freien Fettsäuren gemeinsam verwendet werden können. Dabei sollten die Fettsäuren vorzugsweise in Mengen von mindesten 0,1, vorzugsweise mindestens 0,3 Gew.-% und vorteilhafterweise im Bereich von 0,5 bis 10 Gew.-%, bezogen auf das Gewicht der Spülung, eingesetzt werden. Ein besonders bevorzugter Bereich liegt bei 1,0 bis 5,0 Gew.-%. Bezogen auf das Gewicht der Ölphase sollten die freien Fettsäuren vorzugsweise in Mengen von 1,5 bis 6 Gew.-% eingesetzt werden. Es ist außerdem bevorzugt, dass die freien Fettsäuren in einem Gewichtsverhältnis von ca. 1 : 1, vorzugsweise 2 : 1 bis maximal 10 : 1 zu den Tensidmischungen - bezogen jeweils auf Aktivsubstanz - eingesetzt werden.
Die Tensidmischungen werden vorzugsweise als Emulgatoren in Bohrspülungen eingesetzt, wobei die Bohrspülung mind. eine wässrige und eine nicht-wässrige Phase enthalten muss. Dabei ist es besonders bevorzugt, die Tensidmischungen als Emulgatoren in Bohrspühnitteln einzusetzen, die eine Wasser-in-Öl oder eine Öl-in- Wasser Emulsion ausbilden. Ganz besonders bevorzugt ist der Einsatz der Tensidmischungen für sogenannte frivert- Bohrspülungen, bei denen in einer kontinuierlichen Ölphase dispers eine Wasserphase emulgiert ist. Es kann vorteilhaft sei, die Tensidmischungen im Sinne der vorliegenden Erfindung in derartigen Bohrspülsystemen einzusetzen, wobei die Ölphase der Bohrspülungen ausgewählt ist aus Estern von gesättigten oder ungesättigten, verzweigten oder unverzweigten Monocarbonsäuren mit 1 bis 24 C-Atomen und einwertigen linearen oder verzweigten, gesättigten oder ungesättigten Alkoholen mit 1 bis 24 C-Atomen. Weiterhin bevorzugt ist der Einsatz in solchen Bohrspühnitteln, deren Ölphase lineare alpha-Olefme, interne Olefine oder Paraffine enthält. Es kann auch vorteilhaft sein, derartige Ölphasen einzusetzen, die aus Mischungen der oben als bevorzugt beschriebenen Carrierfluids stehen.
Die Bohrspülungen im Sinne der vorliegenden Erfindung sollten die Tensidmischungen vorzugsweise in Mengen von mindesten 0,05 Gew.-%, bezogen auf das Gesamtgewicht der Spülung enthalten. Bevorzugt ist es diese in Mengen von 0,1 bis maximal 25 Gew.-%, vorzugsweise aber 0,1 bis 10 Gew.-% und insbesondere von 0,1 bis 5 Gew.-% bezogen auf das Gewicht der gesamten Bohrspülung einzusetzen, um ihre erfindungsgemäße Wirkung optimal erfüllen zu können. Dabei ist der Bereich von 0,1 bis 1,0 Gew.-% ganz besonders bevorzugt. Bezogen auf das Gewicht der Ölphase alleine sollten vorzugsweise 1 bis 15 Gew.- % der Tensidmischungen Verwendung finden, wobei der Bereich von 1 bis 10 Gew.-% hierbei besonders bevorzugt ein kann.
Der Einsatz der erfindungsgemäßen Tensidmischungen führt zu einer Verbesserung der Theologischen Eigenschaften der Emulsionen, insbesondere in Bezug auf deren Filtrateigenschaften. Ein weiterer positiver Effekt bei der Verwendung der Tensidmischungen in Bohrspülmitteln ist darin zu sehen, dass die Bohrspülmittel auch bei der Kontaminierung noch ihre Theologischen Eigenschaften aufrechterhalten und es beispielsweise nicht zu einem nachteiligen Anstieg des Yield-Points kommt.
Ein weiterer Gegenstand der vorliegenden Erfindung betrifft im Temperaturbereich von 5 bis 20°C fließ- und pumpfähige Bohrlochbehandlungsmittel, insbesondere Bohrspülungen, entweder auf Basis einer geschlossenen Ölphase, gewünschtenfalls in Abmischung mit einer beschränkten Menge einer dispersen wässrigen Phase (W/O-Invert-Typ) oder auf Basis einer O/W-Emulsion mit disperser Ölphase in der geschlossenen wässrigen Phase, gewünschtenfalls enthaltend gelöste und/oder dispergierte übliche Hilfsstoffe wie Viskositätsbildner, Emulgatoren, Fluid-loss-Additive, Netzmittel, feinteilige Beschwerungsstoffe, Salze, Alkalireserven und/oder Biozide, wobei sie in ihrer Ölphase Verbindungen ausgewählt aus den Klassen
(a) Carbonsäureestern der Formel (II)
R'-COO-R" (II) wobei R' für einen gesättigten oder ungesättigten, linearen oder verzweigten Alkylrest mit 5 bis 23 C-Atomen steht und R" einen Alkylrest mit 1 bis 22 C-Atomen bedeutet, wobei der Rest R" gesättigt oder ungesättigt, linear oder verzweigt sein kann, (b) linearen oder verzweigte Olefinen mit 8 bis 30 C-Atomen, (c) wasserunlöslichen symmetrischen oder unsymmetrischen Ether aus einwertigen Alkoholen natürlichen oder synthetischen Ursprungs, wobei die Alkohole 1 bis 24 C- Atome enthalten können, (d) wasserunlöslichen Alkohole der Formel (III) R'"-OH (III) wobei R"' für einen gesättigten, ungesättigten, linearen oder verzweigten Alkylrest mit 8 bis 24 C-Atomen steht, (e) Kohlensäurediestern, (f) Paraffine, (g) Acetale
enthalten. Besonders bevorzugt als Ölphase sind die Carbonsäureester der Formel (II) und hier insbesondere solche, die in der europäischen Offenlegungsschrift EP 0 374 672 bzw. EP 0 386 636 beschrieben werden. Besonders bevorzugt ist im Rahmen der erfindungsgemäßen
Lehre, die Verbindungen der Formel (I) in solchen Invert-Bohrspülemulsionen einzusetzen, deren Ölphase (A) Ester der Formel (II) enthält, wobei der Rest R' in Formel (II) für einen
Alkylrest mit 5 bis 21 C-Atomen steht, vorzugsweise für Alkylreste mit 5 bis 17 und insbesondere Alkylreste mit 11 bis 17 C-Atomen. Besonders geeignete Alkohole in derartigen Estern basieren auf verzweigten oder unverzweigten Alkoholen mit 1 bis 8 C-Atomen, z.B. auf Methanol, Isopropanol, Isobutanol, oder 2-Ethylhexanol. Weiterhin bevorzugt sind Alkohole mit 12 bis 18 C-Atomen. Besonders bevorzugte Ester sind gesättigte C12-C14- Fettsäureester bzw. ungesättigte C16-C18-Fettsäuren, jeweils mit Isopropyl-, Isobutyl- oder 2-Ethylhexanol als Alkoholkomponente. Weiterhin geeignet ist das 2-Ethylhyloctanoat. Weitere geeignete Ester sind Essigsäureester, hier besonders Acetate von C8-C18- Fettalkoholen. Derartige Ölphasen, üblicherweise als Carrierfluids bezeichnet, sind beispielsweise aus älteren Schutzrechten der Anmelderin Cognis bekannt, wobei hier insbesondere auf die europäischen Patentanmeldungen 0 374 671, 0 374,672, 0 382 070, 0 386 638 verwiesen wird. Auch Ölphasen auf Basis linearer Olefine sind dem Fachmann bekannt, hier sei die europäische Offenlegungsschrift 0 765 368 erwähnt. Auch verzweigte Ester vom Typ (a), wie sie beispielsweise in der WO 99/33932 (Chevron) oder in der EP 0 642 561 (Exxon) offenbart werden, sind geeignete Carrierfluids im erfindungsgemäßen Verfahren, die dort offenbarten Ester sind Teil der Offenbarung der vorliegenden Erfindung. Weiterhin bevorzugt sind Abmischungen derartiger bevorzugter Ester untereinander. Es ist auch bevorzugt, dass die Ölphase alpha-Olefine oder interne Olefine (IO) oder poly-alpha- Olefine (PAO) im Sinne der Komponente (b) enthalten. Die in der erfindungsgemäßen Ölphase vorliegenden IO beziehungsweise IO-Gemische enthalten dann entsprechende Verbindungen mit 12 bis 30 C-Atomen im Molekül, vorzugsweise mit 14 bis 24 C-Atomen und insbesondere mit bis zu 20 C-Atomen im Molekül. Sofern alpha-Olefine als Ölphase enthalten sind, werden vorzugsweise alpha-Olefine auf Basis von Fettsäuren mit 12 bis 18 C- Atomen eingesetzt, wobei insbesondere gesättigte alpha-Olefine bevorzugt sind. Derartige bevorzugte Mischungen sind Gegenstand der EP 0 765 368 AI der Anmelderin. Weiterhin können geeignete Bestandteile der Ölphase wasserunlösliche symmetrische oder unsymmetrische Ether (c) aus einwertigen Alkoholen natürlichen oder synthetischen Ursprungs sein, wobei die Alkohole 1 bis 24 C-Atome enthalten können. Derartige Bohrspülsysteme sind Gegenstand der europäischen Anmeldung 0 472 557. Auch wasserlöslcihe Alkohole der Gruppe (d) können bevorzugte Bestandteile der Ölphase im Sinne der vorliegenden technischen Lehre sein. Weiterhin sind Kohlensäurediester (e) gemäß der europäischen Anmeldung 0 532 570 geeignete Bestandteile der Ölphase. Diese Verbindungen können sowohl die gesamte Ölphase ausmachen als auch Teile davon. Auch Paraffine (f) und/oder Acetale (g) können als Bestandteile der Ölphase eingesetzt werden. Es sind beliebige Mischungen der Verbindung a) bis g) untereinander möglich. Die Ölphase der erfindungsgemäßen Emulsionen setzt sich vorzugsweise zu mind. 50 Gew.-% aus derartigen bevorzugten Verbindungen (a) bis (g) zusammen, insbesondere sind solche Systeme bevorzugt, bei denen die Ölphase zu 60 bis 80 % und insbesondere zu 100 Gew.-% aus Verbindungen (a) bis (g) oder Mischungen daraus bestehen. Die Ölphasen selbst weisen dann vorzugsweise Flammpunkte oberhalb 85 °C und vorzugsweise oberhalb 100°C auf. Sie sind insbesondere als Invert-Bohrspülungen vom W/O-Typ ausgebildet und enthalten dabei vorzugsweise die disperse wässrige Phase in Mengen von etwa 5 von wasserbasierten O/W- Emulsionsspülungen die Menge der dispersen Ölphase im Bereich von etwa 1 bis 50 Gew.-% und vorzugsweise von etwa 8 bis 50 Gew.-% liegt. Die geschlossenen Ölphasen derartiger erfindungsgemäßen Spülungen weisen im Temperaturbereich von 0 bis 5°C eine Brookfield(RVT)- Viskosität unterhalb 50 mPas, vorzugsweise nicht über 40 mPas auf. Der pH- Wert der Spülungen ist vorzugsweise auf einen pH- Wert im Bereich von etwa neutral bis mäßig basisch, insbesondere auf den Bereich von etwa 7,5 bis 11 eingestellt, wobei der Einsatz von Kalk als Alkalireserve besonders bevorzugt sein kann.
Wasser ist ebenfalls ein Bestandteil der beschriebenen Bohrspülsysteme. Das Wasser wird vorzugsweise in Mengen von minimal etwa 0,5 Gew.-% in den Invert-Emulsionen vorhanden sein. Es ist aber bevorzugt, dass mindestens 5 bis 10 Gew.-% Wasser enthalten sind. Wasser in Bohrspülsystemen der hier beschriebenen Art enthält zum Ausgleich des osmotischen Gefälles zwischen der Bohrspülung und dem Formationswasser immer Anteile von Elektrolyten, wobei Calcium- und oder Natrium-Salze die bevorzugten Elektrolyte darstellen. Insbesondere CalCl2 wird häufig verwendet. Aber auch andere Salze aus der Gruppe der Alkali- und/oder Erdalkali-Gruppe sind geeignet, beispielsweise Kaliumacetate und/oder Formiate.
Vorzugsweise werden die Tensidmischungen im Sinne der Erfindung als Emulgatoren in solchen Spülungssystemen eingesetzt, die, bezogen auf die gesamte Flüssigphase, 10 bis 30 Gew.-% Wasser und somit 90 bis 70 Gew.-% der Ölphase enthalten. Wegen des hohen Anteils an dispergierten Feststoffen in Invert-Bohrspülungen, wird hier nicht Bezug genommen auf das Gesamtgewicht der Spülung, also Wasser- Öl und Feststoffphase. Die Tensidmischungen sind öllöslich und befinden sich daher ganz überwiegend in der Ölphase und deren Grenzflächen zur Wasserphase. Weitere bevorzugte Mischungsverhältnisse liegen bei 80 Gew.-% Ölphase und 20 Gew.-% Wasserphase. Die Bohrspülungen im Sinne der vorliegende technischen Lehre können noch weitere, übliche Hilfs- und Zusatzstoffe enthalten. Hier kommen insbesondere weitere Emulgatoren, Beschwerungsmittel, fluid-loss-Additive, Viskositätsbildner und Alkalireserven, insbesondere lime (= Ca(OH)2) aber auch Biozide oder sogenannte wetting agents, welche die Benetzbarkeit von Oberflächen verbessern, in Betracht.
Für die Praxis brauchbare Emulgatoren sind Systeme, die zur Ausbildung der geforderten W/O-Emulsionen geeignet sind. Neben den Systemen im sinne der vorliegenden Erfindung können noch weitere, dem Fachmann bekannte Verbindungen mitverwendet werden. In Betracht kommen insbesondere ausgewählte oleophile Fettsäuresalze auf Basis von Amidoaminverbindungen. Es ist aber bevorzugt, dass keine weiteren Emulgatoren in den Bohrspülungen enthalten sind.
Emulgatoren der hier betroffenen Art werden im Handel als hoch- konzentrierte Wirkstoffaufbereitungen vertrieben und können beispielsweise in Mengen von etwa 2,5 bis 5 Gew.-%, insbesondere in Mengen von etwa 3 bis 4 Gew.-% - jeweils bezogen auf Ölphase - Verwendung finden.
Als fluid-loss-Additiv und damit insbesondere zur Ausbildung einer dichten Belegung der Bohrwandungen mit einem weitgehend flüssigkeitsundurchlässigen Film wird in der Praxis insbesondere hydrophobierter Lignit eingesetzt. Geeignete Mengen liegen beispielsweise im Bereich von etwa 5 bis 20 und vorzugsweise 5 bis 10 lb/bbl oder besonders bevorzugt im Bereich von etwa 5 bis 8 Gew.-% - bezogen auf die Ölphase.
In Bohrspülungen der hier betroffenen Art ist der üblicherweise eingesetzte Viskositätsbildner ein kationisch modifizierter feinteiliger Bentonit, der insbesondere in Mengen von etwa 8 bis 10 und vorzugsweise von 2 bis 5 lb/bbl oder im Bereich von 1 bis 4 Gew.-%, bezogen auf Ölphase, verwendet werden kann. Das in der einschlägigen Praxis üblicherweise eingesetzte Beschwerungsmittel zur Einstellung des erforderlichen Druckausgleiches ist Baryt (BaSO4), dessen Zusatzmengen den jeweils zu erwartenden Bedingungen der Bohrung angepasst wird. Es ist beispielsweise möglich, durch Zusatz von Baryt das spezifische Gewicht der Bohrspülung auf werte im Bereich bis etwa 2,5 und vorzugsweise im Bereich von etwa 1,3 bis 1,6 zu erhöhen. Ein anderes geeignetes Beschwerungsmittel ist Calciumcarbonat. Beispiele
Beispiel 1
Zum Test der vorliegenden technischen Lehre wurden Bohrspülmittel mit der folgenden allgemeinen Zusammensetzung hergestellt:
Ölphase15 173 ml
Wasser 77 ml
Viskositätsbildner25 2 g
Ca(OH)2 2 g
Bariumsulfat 327 g
CaCl2 * 2 H2O 27 g
Öl/Wasser- Verhältnis 70/30 (v/v)
Dichte: 14 Ib/gal (1,7 gΛ)
1) dö-Cis-alpha-Olefin, isomerisiert, Fa. Chevron; Dichte bei 20 °C: 0,785 g/cm3, Brookfield(RVT)- Viskosität bei 20 °C 5,5 mPas
2) modifizierter organophiler Bentonit, Geltone π, Fa. Baroid
Den Bohrspülungen wurden Mischungen aus APGs mit Fettsäuren als Emulgatoren zugesetzt. Dabei enthielten alle Systeme A bis E jeweils 2 g (Aktivsubstanz) einer Mischung aus einem APG der Formel (I), wobei G für einen Glucoserest, p für eine Zahl von 1,2 und R für Mischungen aus C12/C14 Alkylresten bestand mit jeweils 2 g Fettsäuren. System A enthielt Hexansäure, B Decansäure, C Undecansäure, D Tetradecansäure, E Palimitinsäure, F Stearinsäure, G Ölsäure, H Behensäure, I Natrium-Oleat und J Kalium-Oleat. Die Bestandteile wurden in einem Hamilton-Mixer in der folgenden Reihenfolge vermischt: Ölphase, Wasser, Viskositätsbildner, Emulgator, Lime, Bariumsulfat, dann das Calziumchlorid. Die Ergebnisse der Theologischen Messungen finden sich in den Tabellen la und Ib. Man erkennt, das insbesondere die Kombination aus APG mit längerkettigen Fettsäuren zu den besten Filtratwerten führt. Tabelle la:
Figure imgf000012_0001
Tabelle lb:
Figure imgf000012_0002
skt= Skalenteile auf dem Viskosimeter

Claims

Patentansprüche
1. Verwendung von Tensidmischungen, enthaltend Alkyl- und Alkenyloligoglykoside (APG) der Formel (I), RO-[G]p (I) in der R für einen Alkyl- und/oder Alkenylrest mit 4 bis 22 Kohlenstoffatomen, G für einen Zuckerrest mit 5 oder 6 Kohlenstoffatomen und p für Zahlen von 1 bis 10 steht in Abmischung mit freie Fettsäuren die 6 bis 22 C-Atome als Additiv in Bohrspülmitteln.
2. Verwendung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass Fettsäuren der allgemeinen Formel R'-COOH verwendet werden, in der R' für einen gesättigten oder ungesättigten, verzweigten oder unverzweigten Alkyl- bzw. Alkenylrest mit 11 bis 21 C-Atomen steht.
3. Verwendung nach den Ansprüchen 1 bis 2, dadurch gekennzeichnet, dass Mischungen aus APG der Formel (I) mit ungesättigten Fettsäuren der Formel R'-COOH aus Anspruch 2 eingesetzt werden.
4. Verwendung nach Anspruch 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass die freien Fettsäuren in einem Gewichtsverhältnis von ca. 1 : 1, vorzugsweise 2 : 1 bis maximal 10 : 1 zu den APGs gemäß Formel (I) eingesetzt werden.
5. Verwendung nach den Ansprüchen 1 bis 4 dadurch gekennzeichnet, dass die Tensidmischungen als Emulgatoren in solchen Bohrspülungen eingesetzt werden, die mindestens eine wässerige und ein nicht-wässerige Phase enthalten.
6. Verwendung nach den Ansprüchen 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Tensidmischungen als Emulgatoren in Bohrspülmitteln verwendet werden, die eine Wasser-in-Öl oder eine Öl-in- Wasser Emulsion bilden.
7. Verwendung nach den Ansprüchen 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass die Tensidmischungen in wässerigen Emulsionsbohrspülsystemen verwendet werden, die als Ölphase Ester aus gesättigten oder ungesättigten, verzweigten oder unverzweigten Monocarbonsäuren mit 1 bis 24 C-Atomen mit einwertigen linearen oder verzweigten, gesättigten oder ungesättigten Alkoholen mit 1 bis 24 C-Atomen enthalten.
8. Verwendung nach den Ansprüchen 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Tensidmischungen in wässerigen Emulsionsbohrspülsystemen verwendet werden, die als Ölphase lineare alpha-Olefine, interne Olefine und oder Paraffine enthalten.
9. Verwendung der Tensidmischungen gemäß den Ansprüchen 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass die Tensidmischungen in Mengen von 0,1 bis 25 Gew.-%, vorzugsweise 0,1 bis 10 Gew.-% und insbesondere von 0,1 bis 5 Gew.-%, jeweils bezogen auf das Gewicht der Bohrspülung, eingesetzt werden.
10. Verwendung von Tensidmischungen gemäß Anspruch 1 als Emulgatoren für Invert- Bohrspülungen.
11. Bohrlochbehandlungsmittel, welches im Temperaturbereich von 5 bis 20°C fließ- und pumpfahige ist, auf Basis einer geschlossenen Ölphase in Abmischung mit einer beschränkten Menge einer dispersen wässrigen Phase (W/O-Invert-Typ), enthaltend optional gelöste und/oder dispergierte übliche Hilfsstoffe wie Viskositätsbildner, Fluid-loss-Additive, Netzmittel, feinteilige Beschwerungsstoffe, Salze, Alkalireserven und/oder Biozide, dadurch gekennzeichnet, dass das Mittel als Emulgatoren Tensidmischungen gemäß Anspruch 1 enthalten.
12. Bohrlochbehandlungsmittel nach Anspruch 11, dadurch gekennzeichnet, dass die Ölphase ausgewählt ist aus den Klassen
(a) Carbonsäureestern der Formel (II) R'-COO-R" (H) wobei R' für einen gesättigten oder ungesättigten, linearen oder verzweigten Alkylrest mit 5 bis 23 C-Atomen steht und R" einen Alkylrest mit 1 bis 22 C-Atomen bedeutet, wobei der Rest R" gesättigt oder ungesättigt, linear oder verzweigt sein kann, (b) linearen oder verzweigte Olefinen mit 8 bis 30 C-Atomen, (c) wasserunlöslichen symmetrischen oder unsymmetrischen Ether aus einwertigen Alkoholen natürlichen oder synthetischen Ursprungs, wobei die Alkohole 1 bis 24 C-Atome enthalten können, (d) wasserunlöslichen Alkohole der Formel (III)
R*"-OH (III) wobei R" für einen gesättigten, ungesättigten, linearen oder verzweigten Alkylrest mit 8 bis 24 C-Atomen steht,
(e) Kohlensäurediestern
(f) Paraffine, und/oder
(g) Acetale
PCT/EP2004/011623 2003-10-24 2004-10-15 Emulgatoren für bohrspülmittel WO2005042664A1 (de)

Priority Applications (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP04790468A EP1704201A1 (de) 2003-10-24 2004-10-15 Emulgatoren für bohrspülmittel
BRPI0415748-6A BRPI0415748A (pt) 2003-10-24 2004-10-15 emulsificadores para meios de lavagem de furos
CA002542852A CA2542852A1 (en) 2003-10-24 2004-10-15 Emulsifiers for drilling fluids
US10/595,280 US20070219098A1 (en) 2003-10-24 2004-10-15 Emulsifiers for drilling fluids
AU2004286041A AU2004286041A1 (en) 2003-10-24 2004-10-15 Emulsifiers for drilling fluids

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE10349807.9 2003-10-24
DE10349807A DE10349807A1 (de) 2003-10-24 2003-10-24 Emulgatoren für Bohrspülmittel

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2005042664A1 true WO2005042664A1 (de) 2005-05-12

Family

ID=34485035

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2004/011623 WO2005042664A1 (de) 2003-10-24 2004-10-15 Emulgatoren für bohrspülmittel

Country Status (7)

Country Link
US (1) US20070219098A1 (de)
EP (1) EP1704201A1 (de)
AU (1) AU2004286041A1 (de)
BR (1) BRPI0415748A (de)
CA (1) CA2542852A1 (de)
DE (1) DE10349807A1 (de)
WO (1) WO2005042664A1 (de)

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE10334441A1 (de) * 2003-07-29 2005-02-17 Cognis Deutschland Gmbh & Co. Kg Bohrlochbehandlungsmittel, enthaltend Ethercarbonsäuren
DE10349808A1 (de) * 2003-10-24 2005-05-25 Cognis Deutschland Gmbh & Co. Kg Emulgatoren für Bohrspülmittel
DE102004034141A1 (de) * 2004-07-15 2006-02-09 Cognis Ip Management Gmbh Verwendung von Lithiumsalzen von Fettalkoholsulfaten zum Reinigen von Bohrlöchern, Bohrgeräten oder Bohrklein
EP2036963A1 (de) * 2007-09-14 2009-03-18 Cognis Oleochemicals GmbH Schmiermitteladditive für Bohrspülmittel
EP2036964A1 (de) * 2007-09-14 2009-03-18 Cognis Oleochemicals GmbH Verdicker für ölbasierte Bohrspülmittel
EP2036962A1 (de) * 2007-09-14 2009-03-18 Cognis Oleochemicals GmbH Additive für wasserbasierte Bohrspülmittel
EP2053111B1 (de) 2007-10-24 2016-12-07 Emery Oleochemicals GmbH Bohrzusammensetzung, Herstellungsverfahren dafür und Anwendungen davon
EP2331787B1 (de) 2008-09-11 2016-10-26 M-I L.L.C. Stickstofffreie invertemulsionsbohrlochflüssigkeit
US9004167B2 (en) 2009-09-22 2015-04-14 M-I L.L.C. Methods of using invert emulsion fluids with high internal phase concentration
US8476201B2 (en) * 2010-12-23 2013-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling fluids having reduced sag potential and related methods
CN107207952A (zh) 2015-01-07 2017-09-26 埃默里油脂化学有限公司 用于油田或工业应用的新添加剂
CA2980131A1 (en) 2015-05-20 2016-11-24 Halliburton Energy Services, Inc. Alkylpolyglucoside derivative fluid loss control additives for wellbore treatment fluids
EP3559148A1 (de) * 2017-02-03 2019-10-30 Saudi Arabian Oil Company Ölbasierte fluidzusammensetzungen für kohlenwasserstoffrückgewinnungsanwendungen
CN109401745B (zh) * 2018-11-21 2021-03-12 西南石油大学 一种自适应流度控制体系及其在高温高盐油藏的应用

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4985154A (en) * 1987-06-19 1991-01-15 Huels Aktiengesellschaft Process for the extraction of crude oil from an underground deposite using surfactants
WO1992002594A1 (de) * 1990-08-03 1992-02-20 Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien Verwendung oberflächenaktiver alkylglycosidverbindungen in wasser- und öl-basierten bohrspülungen und anderen bohrlochbehandlungsmitteln
WO1997010049A1 (de) * 1995-09-11 1997-03-20 Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien O/w-emulgatoren

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5252554A (en) * 1988-12-19 1993-10-12 Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien Drilling fluids and muds containing selected ester oils
US5232910A (en) * 1988-12-19 1993-08-03 Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien Use of selected ester oils in drilling fluids and muds
US5254531A (en) * 1989-02-09 1993-10-19 Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien Oleophilic basic amine compounds as an additive for invert drilling muds
DE3907392A1 (de) * 1989-03-08 1990-09-13 Henkel Kgaa Ester von carbonsaeuren mittlerer kettenlaenge als bestnadteil der oelphase in invert-bohrspuelschlaemmen
US5318954A (en) * 1989-03-08 1994-06-07 Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien Use of selected ester oils of low carboxylic acids in drilling fluids
DE3916550A1 (de) * 1989-05-20 1990-11-22 Henkel Kgaa Verwendung ausgewaehlter oleophiler ether in wasser-basierten bohrspuelungen vom o/w-emulsionstyp sowie entsprechende bohrspuelfluessigkeiten mit verbesserter oekologischer vertraeglichkeit
DE4018228A1 (de) * 1990-06-07 1991-12-12 Henkel Kgaa Fliessfaehige bohrlochbehandlungsmittel auf basis von kohlensaeurediestern
US5508258A (en) * 1990-08-03 1996-04-16 Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien Use of surface-active alpha-sulfo-fatty acid di-salts in water and oil based drilling fluids and other drill-hole treatment agents
DE4420455A1 (de) * 1994-06-13 1995-12-14 Henkel Kgaa Lineare alpha-Olefine enthaltende fließfähige Bohrlochbehandlungsmittel insbesondere entsprechende Bohrspülungen
US6022833A (en) * 1996-10-30 2000-02-08 Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien Multicomponent mixtures for use in geological exploration
TW354352B (en) * 1996-10-30 1999-03-11 Henkel Kgaa A process for easier cleaning on the basis of water/oil inversion emulifier
AU2002338477B2 (en) * 2001-04-24 2008-01-24 M-I L.L.C. Method of recycling water contaminated oil based drilling fluid
US6881349B2 (en) * 2002-11-15 2005-04-19 M-I Llc Method for recycling of oil based drilling fluid contaminated with water and water contaminated with oil based drilling fluid

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4985154A (en) * 1987-06-19 1991-01-15 Huels Aktiengesellschaft Process for the extraction of crude oil from an underground deposite using surfactants
WO1992002594A1 (de) * 1990-08-03 1992-02-20 Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien Verwendung oberflächenaktiver alkylglycosidverbindungen in wasser- und öl-basierten bohrspülungen und anderen bohrlochbehandlungsmitteln
WO1997010049A1 (de) * 1995-09-11 1997-03-20 Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien O/w-emulgatoren

Also Published As

Publication number Publication date
BRPI0415748A (pt) 2006-12-19
US20070219098A1 (en) 2007-09-20
DE10349807A1 (de) 2005-05-25
AU2004286041A1 (en) 2005-05-12
CA2542852A1 (en) 2005-05-12
EP1704201A1 (de) 2006-09-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1654337B1 (de) Bohrlochbehandlungsmittel, enthaltend ethercarbonsäuren
EP1675928B1 (de) Emulgatoren für bohrspülmittel
EP1546282B1 (de) Bohrlochbehandlungsmittel mit niedrig-toxischer ölphase
EP1137736B1 (de) Schmiermittel für bohrspülungen
EP2411483B1 (de) Emulsionsbasierte reinigungszusammensetzung für ölfeldanwendungen
EP2201083B1 (de) Verdicker für ölbasierte bohrspülmittel
EP2201082B1 (de) Schmiermitteladditive für bohrspülmittel
EP1704201A1 (de) Emulgatoren für bohrspülmittel
WO2007137709A1 (de) Bohrspülungen mit geringer toxizität
EP1802387A1 (de) Verwendung von ethoxylierten amidoaminen als emulgatoren in bohrspülungen
WO2008046554A1 (de) Propylalkylester als ölphase in bohrlochbehandlungsmitteln
DE4024658A1 (de) Verwendung oberflaechenaktiver alkylglycosidverbindungen in wasser- und oel-basierten bohrspuelungen und anderen bohrlochbehandlungsmitteln
EP1020507B1 (de) Verbesserte Mehrkomponentengemische für den Erdreichaufschluss
EP1358298B1 (de) Additiv für ölbasierte invert-bohrspülungen
WO2007068404A1 (de) Ethercarbonsäuren als additive zur verbesserung der schmierwirckung von wasserbasierten bohrspülungen
EP0541605A1 (de) Verwendung oberflächenaktiver alpha-sulfofettsäure-di-salze in wasser- und öl-basierten bohrspülungen und anderen bohrlochbehandlungsmitteln.

Legal Events

Date Code Title Description
AK Designated states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AE AG AL AM AT AU AZ BA BB BG BR BW BY BZ CA CH CN CO CR CU CZ DE DK DM DZ EC EE EG ES FI GB GD GE GH GM HR HU ID IL IN IS JP KE KG KP KR KZ LC LK LR LS LT LU LV MA MD MG MK MN MW MX MZ NA NI NO NZ OM PG PH PL PT RO RU SC SD SE SG SK SL SY TJ TM TN TR TT TZ UA UG US UZ VC VN YU ZA ZM ZW

AL Designated countries for regional patents

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): GM KE LS MW MZ NA SD SL SZ TZ UG ZM ZW AM AZ BY KG KZ MD RU TJ TM AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HU IE IT LU MC NL PL PT RO SE SI SK TR BF BJ CF CG CI CM GA GN GQ GW ML MR NE SN TD TG

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2004790468

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2542852

Country of ref document: CA

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2004286041

Country of ref document: AU

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2004286041

Country of ref document: AU

Date of ref document: 20041015

Kind code of ref document: A

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 2004286041

Country of ref document: AU

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 2004790468

Country of ref document: EP

ENP Entry into the national phase

Ref document number: PI0415748

Country of ref document: BR

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 10595280

Country of ref document: US

Ref document number: 2007219098

Country of ref document: US

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 10595280

Country of ref document: US