DE60118531T2

DE60118531T2 - Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel und verfahren zu dessen verwendung

Info

Publication number: DE60118531T2
Application number: DE60118531T
Authority: DE
Inventors: D. Arvind Houston PATEL; Emanuel Houston Stamatakis; Eric Houston DAVIS
Original assignee: MI LLC
Current assignee: MI LLC
Priority date: 2000-02-11
Filing date: 2001-01-30
Publication date: 2006-11-16
Anticipated expiration: 2021-01-31
Also published as: MX234314B; NO20023807L; AU2001233113B2; MXPA02007717A; EP1257610A2; US6247543B1; WO2001059028A3; ATE322528T1; CA2399557C; EP1257610B1; DZ3290A1; AU3311301A; NZ520747A; BR0108271B1; NO20023807D0; DE60118531D1; CA2399557A1; WO2001059028A2; BR0108271A

Description

HINTERGRUND DER ERFINDUNG
Beim Drehbohren von unterirdischen Bohrlöchern werden zahlreiche Funktionen und Eigenschaften von einem Bohrfluid erwartet. Ein Bohrfluid sollte in dem Bohrloch zirkulieren und das Bohrgut unter dem Bohrer fördern, das Bohrgut das Bohrloch hinauf transportieren und dessen Abtrennung an der Oberfläche ermöglichen. Zur selben Zeit wird von dem Bohrfluid erwartet, dass es den Bohrer kühlt und reinigt, die Reibung zwischen dem Bohrer und den Seitenwänden des Loches reduziert und die Stabilität der nicht herausgenommenen Teile des Bohrlochs erhalten. Außerdem soll das Bohrfluid einen dünnen Filterkuchen geringer Permeabilität bilden, der die Öffnungen der Formationen, die durch den Bohrer penetriert werden, versiegelt und den unerwünschten Zufluss von Formationsfluiden von durchlässigen Steinen reduziert.
Bohrfluide werden typischerweise aufgrund deren Grundmaterialien klassifiziert. Bei Fluiden auf Ölbasis werden Feststoffpartikel in Öl suspendiert und Wasser oder Salzlösung kann in dem Öl emulgiert sein. Das Öl ist typischerweise die kontinuierliche Phase. Bei Fluiden auf Wasserbasis werden die Feststoffpartikel in Wasser oder Salzlösung suspendiert und Öl kann in dem Wasser emulgiert sein. Das Wasser ist typischerweise die kontinuierliche Phase. Pneumatische Fluide sind eine dritte Klasse der Bohrfluide, worin ein Hochgeschwindigkeitsstrahl aus Luft oder natürlichem Gas Bohrgut entfernt.
Drei Feststoffarten werden gewöhnlicherweise in Bohrfluiden auf Wasserbasis gefunden: 1) Tone und organische Kolloide, die zugesetzt werden, um die erforderliche Viskosität und Filtrationseigenschaften bereitzustellen; 2) schwere Mineralien, deren Funktion darin besteht, die Dichte des Bohrfluids zu erhöhen; und 3) Formationsfeststoffe, die während des Bohrens in dem Bohrfluid dispergiert werden.
Die Formationsfeststoffe, die in einem Bohrfluid dispergiert werden, sind typischerweise die Bohrgüter, die durch die Einwirkung des Bohrers produziert werden, und die Feststoffe, die sich durch die Instabilität des Bohrlochs ergeben. Sind die Formationsfeststoffe aufquellende Tonmineralien, kann die Gegenwart einer Art der Formationsfeststoffe in dem Bohrfluid deutlich die Bohrzeit und Bohrkosten erhöhen.
Tonmineralien sind im Allgemeinen kristalliner Natur. Die Struktur eines Tonkristalls bestimmt seine Eigenschaften. Typischerweise haben Tone eine flockige Glimmerstruktur. Tonflocken bestehen aus einer Anzahl an Kristallblättchen, die übereinander gestapelt sind. Jedes Blättchen wird als Einheitsschicht bezeichnet und die Oberflächen der Einheitsschicht werden Basaloberflächen genannt.
Eine Einheitsschicht setzt sich aus mehreren Blättchen zusammen. Ein Blatt wird oktaedrisches Blatt genannt und besteht entweder aus Aluminium- oder Magnesiumatomen, die oktaedrisch mit den Sauerstoffatomen der Hydroxylgruppen koordiniert sind. Ein anderes Blatt wird tetraedrisches Blatt genannt. Das tetraedrische Blatt besteht aus Siliciumatomen, die tetraedrisch mit Sauerstoffatomen koordiniert sind.
Die Schichten innerhalb einer Einheitsschicht sind dadurch miteinander verbunden, dass sie Sauerstoffatome teilen. Tritt diese Verbindung zwischen einem oktaedrischen und einem tetraedrischen Blatt auf, besteht eine Basaloberfläche aus hervorstehenden Sauerstoffatomen, während die andere Basaloberfläche hervorstehende Hydroxylgruppen aufweist. Ebenso ist es für zwei tetraedrische Blätter gewöhnlich, dass sie an ein oktaedrisches Blatt gebunden sind, wobei die Sauerstoffatome geteilt werden. Die resultierende Struktur, bekannt als Hoffman-Struktur, weist ein oktaedrisches Blatt auf, das zwischen zwei tetraedrischen Blättern eingeschlossen ist. Daher setzen sich beide Basaloberflächen in einer Hoffman-Struktur aus hervorstehenden Sauerstoffatomen zusammen.
Die Einheitsschichten sind übereinander gestapelt und werden durch schwache Anziehungskräfte an ihrem Ort gehalten. Der Abstand zwischen den jeweiligen Ebenen der angrenzenden Einheitsschichten wird c-Abstand ("c-spacing") genannt. Eine Tonkristallstruktur mit einer Einheitsschicht, die typischerweise aus drei Blättern zusammengesetzt ist, weist einen c-Abstand von etwa 9,5 × 10^–7 mm auf.
In Tonmineralkristallen sind die Atome unterschiedlicher Wertigkeiten so innerhalb der Blätter der Struktur positioniert, dass sie an der Kristalloberfläche ein negatives Potential hervorrufen. In diesem Fall wird an der Oberfläche ein Kation adsorbiert. Diese adsorbierten Kationen werden als austauschbare Kationen bezeichnet, da sie mit anderen Kationen chemisch Plätze tauschen können, wenn der Tonkristall in Wasser suspendiert wird. Außerdem können ebenso Ionen an den Tonkristallecken adsorbiert und mit anderen Ionen im Wasser ausgetauscht werden.
Diese Art der Substitutionen, die innerhalb der Tonkristallstruktur stattfinden, und die austauschbaren Kationen, die auf der Kristalloberfläche adsorbiert sind, beeinflussen deutlich das Aufquellen des Tons, eine Eigenschaft von höchster Wichtigkeit in der Bohrfluidindustrie. Das Aufquellen des Tons ist ein Phänomen, worin Wassermoleküle eine Tonkristallstruktur umgeben und sich selbst anordnen, wobei der c-Abstand der Struktur zunimmt, was zu einer Volumenzunahme führt. Zwei Arten des Aufquellens können auftreten.
Die Oberflächenhydratation ist eine Art des Aufquellens, bei der Wassermoleküle auf den Kristalloberflächen adsorbiert werden. Wasserstoffbindungen halten eine Schicht aus Wassermolekülen an den Sauerstoffatomen, die aus den Kristalloberflächen hervorstehen. Folgende Schichten aus Wassermolekülen hängen sich an, um eine quasi-kristalline Struktur zwischen den Einheitsschichten zu bilden, was zu einer Zunahme des c-Abstands führt. Alle Tonarten quellen auf diese Weise.
Osmotisches Aufquellen ist eine zweite Art des Aufquellens. Ist die Kationenkonzentration zwischen Einheitsschichten in einem Tonmineral höher als die Kationenkonzentration in dem umgebenden Wasser, wird Wasser osmotisch zwischen den Einheitsschichten transportiert und der c-Abstand erhöht. Das osmotische Aufquellen führt zu einer stärkeren Zunahme des Gesamtvolumens als die Oberflächenhydratation. Jedoch quellen nur bestimmte Tone, wie Natriummontmorillonit, auf diese Weise.
Die in Tonmineralien gefundenen austauschbaren Kationen sollen einen deutlichen Einfluss auf den Umfang des stattfindenden Aufquellens haben. Die austauschbaren Kationen konkurrieren mit Wassermolekülen um die vorhandenen reaktiven Stellen in der Tonstruktur. Im Allgemeinen werden Kationen mit hoher Wertigkeit stärker adsorbiert als solche mit geringer Wertigkeit. Daher quellen Tone mit austauschbaren Kationen geringer Wertigkeit stärker, als Tone, deren austauschbare Kationen hohe Wertigkeiten aufweisen.
In der Nordsee und an der Golfküste der Vereinigten Staaten treffen Bohrer gewöhnlich auf Tonschiefersedimente, worin das vorherrschende Tonmineral Natriummontmorillonit (gewöhnlich als "Gumbo-Schiefer" genannt) ist. Überwiegend sind Natriumkationen die austauschbaren Kationen im Gumbo-Schiefer. Da die Natriumkationen eine niedrige positive Ladung (d. h. formell a+1) haben, dispergieren sie einfach in Wasser. Infolgedessen ist Gumbo-Schiefer für sein Aufquellen bekannt.
Das Aufquellen von Ton während des Bohrens eines unterirdischen Bohrlochs kann eine überaus nachteilige Wirkung haben. Die Gesamtzunahme des Hauptvolumens, welches das Aufquellen des Tons begleitet, behindert das Entfernen von Bohrgut aus dem Bohrloch, erhöht die Reibung zwischen dem Bohrer und den Seitenwänden des Bohrlochs und verhindert die Bildung des dünnen Filterkuchens, der die Formationen versiegelt. Das Aufquellen des Tons kann ebenso weitere Bohrprobleme hervorrufen, wie den Verlust der Zirkulation oder das Verstopfen des Rohrs, was zur Verlangsamung des Bohrens und zur Er höhung der Bohrkosten führt. Mit der Häufigkeit, mit der Gumbo-Schiefer beim Bohren von unterirdischen Bohrlöchern auftritt, bleibt die Entwicklung einer Substanz und eines Verfahrens zur Reduktion des Aufquellens von Ton eine andauernde Herausforderung in der Öl- und Gasförderindustrie.
Ein Verfahren zur Reduktion des Aufquellens von Ton besteht darin, Salze in den Bohrfluiden zu verwenden. Salze verringern im Allgemeinen das Aufquellen der Tone. Salze führen jedoch zum Ausflocken der Tone, was sowohl zu hohen Fluidverlusten und einem fast vollständigen Verlust der Thixotropie führt. Ferner verringert die Erhöhung des Salzgehaltes oft die funktionellen Eigenschaften der Bohrfluidadditive.
Ein weiteres Verfahren zur Kontrolle des Aufquellens von Ton ist die Verwendung organischer Schiefergesteininhibierungsmoleküle in Bohrfluiden. Es wird angenommen, dass die organischen Schiefergesteininhibierungsmoleküle an den Oberflächen der Tone adsorbiert werden, wobei die zugesetzten organischen Schiefergesteininhibitoren mit den Wassermolekülen um die reaktiven Stellen des Tons konkurrieren und so dazu dienen, das Aufquellen des Tones zu reduzieren.
Organische Schiefergesteininhibierungsmoleküle können entweder kationisch, anionisch oder nichtionisch sein. Kationische organische Schiefergesteininhibitoren dissoziieren in organische Kationen und anorganische Anionen, wohingegen anionische organische Schiefergesteininhibitoren in anorganische Kationen und organische Anionen dissoziieren. Nichtionische organische Schiefergesteininhibitormoleküle dissoziieren nicht.
Es ist wichtig, dass der Bohrer der unterirdischen Bohrlöcher die Steuerung der rheologischen Eigenschaften des Bohrfluids durch Verwendung von Additiven, welche organische Schiefergesteininhibierungsmoleküle umfassen, gesteuert werden können. In der Öl- und Gasindustrie ist es heutzutage erforderlich, dass Additive sowohl an Land als auch im Wasser sowie in Umgebungen mit Süß- und Salzwasser funktionieren. Da außerdem die Bohrvorgänge die Pflanzen- und Tierwelt beeinflussen, sollen Bohrfluidadditive geringe Toxizitätslevel aufweisen, einfach handzuhaben und zu verwenden sein, um die Gefahr der Umweltverschmutzung und der Beeinträchtigung der Arbeiter zu minimieren. Jedes Bohrfluidadditiv sollte ebenso wünschenswerte Ergebnisse aufweisen, aber die erforderliche Arbeitsweise der anderen Additive nicht behindern. Die Entwicklung derartiger Additive hilft der Öl- und Gasindustrie das langersehnte Erfordernis verbesserter Bohrfluidadditive, die steuernd auf das Anschwellen des Tons und der Bohrgebilde wirken, ohne die rheologischen Eigenschaften der Bohrfluide nachträglich zu beeinflussen. Die vorliegende Erfindung befasst sich mit diesem Erfordernis.
ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
Die vorliegende Erfindung ist im Allgemeinen auf ein Bohrfluid auf Wasserbasis zur Verwendung beim Bohren eines Bohrlochs durch eine ein in Gegenwart von Wasser aufquellendes Schiefergestein enthaltende Formation gerichtet. In einer Ausführungsform umfasst das Bohrfluid: ein Beschwerungsmaterial und ein Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel der allgemeinen Formel: H₂N-CH(CH₃)CH₂{-OCH₂CH(CH₃)-}_x-NH₂ ,worin x ein Wert von weniger als 15 ist und worin das Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel in zur Reduktion des Schiefergesteinaufquellens ausreichender Konzentration vorliegt. Das Hydratationsinhibierungsmittel sollte für x einen durchschnittlichen Zahlenwert zwischen etwa 1 und etwa 5 haben, vorzugsweise zwischen 1 und 3, und stärker bevorzugt sollte x einen durchschnittlichen Zahlenwert von etwa 2,6 haben. Alternativ sollte der Wert von x so ausgewählt werden, dass das durchschnittliche Molekulargewicht des Hydratationsinhibierungsmittels zwischen etwa 132 und etwa 944 liegt und bevorzugt zwischen etwa 190 bis etwa 248.
Außerdem sollte das Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel vorzugsweise durch eine geringe Toxizität, gemessen durch den Mysid-Shrimp-Test, und Kompatibilität mit anionischen Bohrfluidkomponenten, die in dem Bohrfluid vorliegen, gekennzeichnet sein. Das US-Büro zum Schutz der Umwelt hat für die Beurteilung der Giftigkeit von Bohrfluiden auf das marine Leben ein Mysid-Shrimp-Bioassay entwickelt. Eine detaillierte Beschreibung des Verfahrens zur Messung der Toxizität von Bohrfluiden wird in Duke, T.W., Parrish, P.R.: "Acute Toxicity of Eight Laboratory Prepared Generic Drilling Fluids to Mysids (Mysidopsis)", 1984 EPA-600/3-84-067, beschrieben.
Damit der Ausdruck "geringe Toxizität" im Kontext dieser Anmeldung verstanden wird, bezieht sich der Ausdruck auf ein Bohrfluid mit einem LC50 von größer als 30.000 ppm, ermittelt durch den Mysid-Shrimp-Test. Obwohl 30.000 als Zahl für die Bestimmung verwendet wurde, soll dies keinesfalls als Beschränkung des Schutzumfangs der Erfindung verstanden werden. Vielmehr stellen die Tests einen Kontext zur Verwendung der Bezeichnung "geringe Toxizität", wie sie in der vorliegenden Erfindung verwendet wird, dar, wobei sie von einem Fachmann vollständig verstanden wird. Andere LC50-Werte sind bei verschiedenen Umweltbedingungen realisierbar. Ein LC50-Wert von größer als 30.000 wird einem "umweltkompatiblen" Produkt gleichgestellt. Das erfindungsgemäße Produkt 1 wurde auf seinen LC50-Toxizitätswert getestet. Der LC50-Wert dieses Produkts betrug 668,100 ppm bei der 10 Pfund pro Barrel-Konzentration im gewöhnlichen Schlamm #7. Dies zeigt, dass das erfindungsgemäße Produkt weniger toxisch auf die marine Umwelt ist.
Die erfindungsgemäßen Bohrfluide haben vorzugsweise eine kontinuierliche Phase auf Wasserbasis, ausgewählt aus: Süßwasser, Salzwasser, Sole, Mischungen von Wasser mit wasserlöslichen organischen Verbindungen und Mischungen davon. Außerdem kann solch ein Bohrfluid weiterhin ein aus der Gruppe bestehend aus organischen synthetischen Polymeren, Biopolymeren und gesiebten Diatomeenerdepartikeln und Mischungen davon ausgewähltes Steuerungsmittel zur Fluidminderung enthalten.
Es liegt erfindungsgemäß im Schutzbereich, dass das Bohrfluid weiterhin ein Verkapselungsmaterial enthält, wie eines, das vorzugsweise aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus organischen und anorganischen Polymeren und Mischungen davon besteht. Ein Verkapselungsmittel kann ebenso bei der Formulierung des Bohrfluids umfasst sein, wobei das Beschwerungsmittel vorzugsweise aus der Gruppe ausgewählt ist, bestehend aus Baryt, Hämatit, Eisenoxid, Calciumcarbonat, Magnesiumcarbonat, lösliche und nichtlösliche organische und anorganische Salze und Kombinationen davon.
Ein Verfahren zur Reduktion des in einem Bohrloch auftretenden Aufquellens von Schiefergestein, umfassend das Zirkulieren eines erfindungsgemäßen Bohrfluids auf Wasserbasis in dem unterirdischen Bohrloch, wird ebenso von der vorliegenden Erfindung umfasst.
Diese und weitere Merkmale der vorliegenden Erfindung werden in der folgenden Beschreibung illustrativer erfindungsgemäßer Ausführungsformen weiter ausgeführt.
KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
Die Beschreibung wird unter Bezugnahme auf die anhängenden Zeichnungen beschrieben, worin:
1 eine grafische Darstellung der in Beispiel 4, Tabelle 15, dargestellten Daten ist.
2 eine grafische Darstellung der in Beispiel 4, Tabelle 16, dargestellten Daten ist.
3 eine grafische Darstellung der in Beispiel 4, Tabelle 17, gezeigten Daten ist.
BESCHREIBUNG ILLUSTRATIVER AUSFÜHRUNGSFORMEN
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Bohrfluid auf Wasserbasis zur Verwendung beim Bohren eines Bohrlochs durch eine ein in Gegenwart von Wasser aufquellendes Schiefergestein enthaltende Formation. Im Allgemeinen umfasst das erfindungsgemäße Bohrfluid ein Beschwerungsmittel, ein Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel und eine wässrige kontinuierliche Phase. Wie nachfolgend beschrieben, kann das erfindungsgemäße Bohrfluid ebenso zusätzliche Komponenten umfassen, wie ein Steuerungsmittel zur Fluidminderung, Verbrückungsmittel, Gleitmittel, Mittel zur Verhinderung des Agglomerierens der Bohrspitze, Korrosionsinhibierungsmittel, oberflächenaktive Stoffe und Suspendiermittel und dergleichen, die dem Bohrfluid auf Wasserbasis zugesetzt werden können.
Das erfindungsgemäße Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel ist vorzugsweise ein Polyoxyalkylenamin, welches das Aufquellen des Schiefergesteins, das sich während des Bohrens ansammelt, verhindert. Vorzugsweise ist die Alkylengruppe ein Propylen, wodurch das erfindungsgemäße Schiefergesteininhibierungsmittel aus der allgemeinen Gruppe der Polyoxypropylenamine ausgewählt werden kann. Während eine Vielzahl der Mitglieder dieser Gruppe als Schiefergesteininhibierungsmittel dienen können, wurde herausgefunden, dass Verbindungen der allgemeinen Formel H₂N-CH(CH₃)CH₂{-OCH₂CH(CH₃)-}_x-NH₂ eine wirksame Inhibierung der Schiefergesteinhydratation bewirken.
Es wurde herausgefunden, dass der Wert für x ein Faktor in der Fähigkeit des Schiefergesteinhydratationsinhibitors ist, damit dieser die gewünschte Funktion erfüllt. Der Wert von x kann ganzzahlig oder ein Bruch sein, der das durchschnittliche Molekulargewicht der Verbindung wiedergibt. In einer erfindungsgemäßen Ausführungsform kann x einen Wert von weniger als 15 haben und vorzugsweise einen Wert zwischen etwa 1 und etwa 5. In einer besonders bevorzugten Ausführungsform kann x einen Durchschnitt von etwa 2,6 haben.
Alternativ und in einer weiteren erfindungsgemäßen Ausführungsform wird der Wert von x durch das Molekulargewicht des Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittels bestimmt. Somit wird x so gewählt, dass das durchschnittliche Molekulargewicht des Hydratationsinhibierungsmittels zwischen etwa 132 und etwa 944 liegt. Vorzugsweise wird x so gewählt, dass das durchschnittliche Molekulargewicht des Hydratationsinhibierungsmittels etwa 190 bis etwa 248 ist. Unabhängig davon, wie ein spezieller Wert x ausgewählt wird, sind die Schlüsselkriterien, dass das Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel wie erwünscht in dem Bohrfluid wirken und jeglichen Einfluss, den es auf die anderen Eigenschaften des Bohrfluids haben kann, minimieren soll.
Das Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel sollte in ausreichenden Konzentrationen vorhanden sein, um eines der beiden oder sowohl das Aufquellen aufgrund der Oberflächenhydratation und/oder das Aufquellen des Schiefergesteins durch Osmose zu reduzieren. Die genaue Menge des erfindungsgemäßen Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittels in einer bestimmten Bohrfluidformulierung kann durch Durchführen von Versuchsreihen, wobei die Kombination des Bohrfluids und der Schiefergesteinsformation berücksichtigt wird, bestimmt werden. Im Allgemeinen kann jedoch das erfindungsgemäße Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel in einer Konzentration von etwa 1 bis etwa 18 Pfund pro Tonne (lbs/bbl oder ppb) in Bohrfluiden verwendet werden und stärker bevorzugt in einer Konzentration von etwa 2 bis etwa 12 Pfund pro Tonne des Bohrfluids.
Zusätzlich zu der Schiefergesteinhydratationsinhibierung durch das Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel werden andere Eigenschaften nützlich erreicht. Insbesondere wurde herausgefunden, dass das erfindungsgemäße Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel ebenso durch seine Kompatibilität mit anderen Bohrfluidkomponenten, Toleranz gegenüber Verunreinigungen, Tem peraturstabilität und geringe Toxizität charakterisiert wird. Diese Faktoren tragen zu dem Konzept bei, dass das erfindungsgemäße Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel eine weite Verwendung haben kann, sowohl beim Bohren an Land als auch beim Bohren im Gewässer.
Die erfindungsgemäßen Bohrfluide umfassen ein Beschwerungsmittel, um die Dichte des Fluids zu erhöhen. Der primäre Zweck dieses Beschwerungsmittels ist es, die Dichte des Bohrfluids zu erhöhen, um „Kickbacks" und „Blowouts" zu verhindern. Ein Fachmann versteht, dass die Vorbeugung von Kickbacks und Blowouts für die tagtägliche Arbeit auf einer Bohrinsel wichtig ist. Somit wird das Beschwerungsmittel dem Bohrfluid in einer funktionell wirksamen Menge zugegeben, die hauptsächlich von der Natur der zu bohrenden Formation abhängt.
Die zur Verwendung bei der Formulierung der erfindungsgemäßen Bohrfluide geeigneten Beschwerungsmittel können im Allgemeinen aus jeder Art an Beschwerungsmittel ausgewählt werden, sei es als Feststoff, in Partikelform, in Lösung suspendiert, in einer wässrigen Phase gelöst als Teil des Herstellungsverfahrens oder nachträglich während des Bohrens zugegeben. Vorzugsweise wird das Beschwerungsmittel aus der Gruppe ausgewählt, die Baryt, Hämatit, Eisenoxid, Calciumcarbonat, Magnesiumcarbonat, organische und anorganische Salze und Mischungen und Kombinationen dieser Verbindungen und ähnliche derartige Beschwerungsmittel, die bei der Formulierung von Bohrfluiden verwendet werden können, umfasst.
Die kontinuierliche Phase auf Wasserbasis kann im Allgemeinen jede fluide Phase auf Wasserbasis sein, die mit der Formulierung eines Bohrfluids und die mit dem hierin beschriebenen Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel kompatibel ist. In einer bevorzugten Ausführungsform wird die kontinuierliche Phase auf Wasserbasis aus Süßwasser, Salzwasser, Sole, Mischungen von Wasser mit wasserlöslichen organischen Verbindungen und Mischungen davon ausgewählt. Die Menge der kontinuierlichen Phase auf Wasserbasis sollte ausreichend sein, um ein Bohrfluid auf Wasserbasis zu bilden. Diese Menge kann von nahezu 100% des Bohrfluids bis weniger als 30% des Bohrfluids als Volumen betragen. Vorzugsweise beträgt die kontinuierliche Phase auf Wasserbasis etwa 95 bis etwa 30 Volumen-% und vorzugsweise von etwa 90 bis etwa 40 Volumen-% des Bohrfluids.
Zusätzlich können zu den vorstehend genannten anderen Komponenten gegebenenfalls Materialien den Bohrfluidformulierungen auf Wasserbasis zugegeben werden, die im Allgemeinen als Gelierungsmaterialien, Verdünner und Steuerungsmittel zur Fluidminderung bezeichnet werden. Jedes dieser zusätzlichen Materialien kann der Formulierung in einer Konzentration zugegeben werden, wie sie rheologisch und funktionell durch die Bohrkonditionen erforderlich ist. Typische Gelierungsmaterialien, die in Bohrfluiden auf Wasserbasis verwendet werden, sind Bentonit, Sepiolitton, Attapulgitton, anionische Polymere mit hohem Molekulargewicht und Biopolymere.
Verdünnungsmittel, wie Lignosulfonate, werden ebenso oft den Bohrfluiden auf Wasserbasis zugegeben. Typischerweise werden Lignosulfonate, modifizierte Lignosulfonate, Polyphosphate und Tannine zugegeben. In einer weiteren Ausführungsform können Polyacrylate mit niedrigem Molekulargewicht als Verdünnungsmittel zugegeben werden. Die Verdünnungsmittel werden einem Bohrfluid zugegeben, um den Fließwiderstand zu reduzieren und die Gelbildungstendenzen zu steuern. Weitere Funktionen, die die Verdünnungsmittel erfüllen, umfassen die Reduzierung der Filtration und der Filterkuchendicke, welche den Wirkungen von Salzen entgegenwirken, die Wirkungen des Wassers auf die gebohrte Formation minimiert, Öl in Wasser emulgieren und die Schlammeigenschaften bei erhöhten Temperaturen stabilisieren.
Eine Vielzahl an Steuerungsmittel zur Fluidminderung können den erfindungsgemäßen Bohrfluiden zugegeben werden, wobei diese im Allgemeinen aus einer Gruppe ausgewählt sind, die aus synthetischen organischen Polymeren, Biopolymeren und Mischungen davon besteht. Die Steuerungsmittel zur Fluidminderung, wie modifizierte Lignite, Polymere, modifizierte Stärken und modifi zierte Cellulosen, können ebenso dem erfindungsgemäßen Bohrfluidsystem auf Wasserbasis zugegeben werden. In einer Ausführungsform sollen die erfindungsgemäßen Additive vorzugsweise so ausgewählt werden, dass sie geringe Toxizität haben und mit üblichen anionischen Bohrfluidadditiven, wie polyanionische Carboxymethylcellulose (PAC oder CMC), Polyacrylate, teilweise hydrolysierte Polyacrylamide (PHPA), Lignosulfonate, Xanthangummi, Mischungen davon und dergleichen, kompatibel sind.
Das erfindungsgemäße Bohrfluid kann außerdem ein Verkapselungsmittel enthalten, welches im Allgemeinen aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus synthetischen organischen, anorganischen und Biopolymeren und Gemischen davon besteht. Das Verpackungsmaterial soll an mehreren Punkten entlang der Kette auf den Tonpartikeln absorbieren, wodurch die Partikel aneinandergebunden werden und das Bohrgut einbetten. Diese Verkapselungsmittel helfen die Entfernung des Bohrguts zu verbessern, wobei weniger Bohrgut in den Bohrfluiden dispergiert. Das Verkapselungsmittel kann anionisch, kationisch oder nichtionisch sein.
Weitere Additive, die in den erfindungsgemäßen Bohrfluiden vorhanden sein können, umfassen Produkte, wie Gleitmittel, Mittel zur Verbesserung der Penetrationsrate, Entschäumungsmittel, Rostschutzmittel und Produkte durch Verlust der Zirkulation. Derartige Verbindungen sollten dem Fachmann auf dem Gebiet der Formulierung von Bohrfluiden auf Wasserbasis bekannt sein.
Es wird davon ausgegangen, dass die Verwendung der oben beschriebenen Bohrfluide im Schutzbereich der vorliegenden Erfindung liegen. Eine derartige Verwendung ist auf dem Gebiet des Bohrens von unterirdischen Bohrlöchern üblich und ein Fachmann sollte derartige Verfahren und Anwendungen begrüßen.
Somit kann eine erfindungsgemäße Ausführungsform ein Verfahren zur Reduktion des Aufquellens von Schiefergestein in einem Bohrloch umfassen, welches das Zirkulieren eines Bohrfluids, das erfindungsgemäß formuliert ist, in dem Bohrloch umfasst. Vorzugsweise umfasst ein Fluid: eine kontinuierliche Phase auf Wasserbasis, ein Beschwerungsmittel und ein Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel der Formel: H₂N-CH(CH₃)CH₂{-OCH₂CH(CH₃)-}_x-NH₂.
Wie oben beschrieben, sollte x einen Wert von weniger als 15 haben, vorzugsweise zwischen etwa 1 und etwa 5, und stärker bevorzugt sollte x einen durchschnittlichen Zahlenwert von etwa 2, 6 haben. Außerdem sollte das Bohrfluid in einer zur Reduktion des Schiefergesteinaufquellens ausreichender Konzentration vorliegen.
Eine weitere Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens umfasst ein Verfahren zur Reduktion des Aufquellens von Schiefergestein in einem Bohrloch, umfassend das Zirkulieren eines Bohrfluids auf Wasserbasis, welches gemäß der Lehre dieser Offenbarung formuliert wurde, in dem Bohrloch umfasst.
Die folgenden Beispiele sollen bevorzugte erfindungsgemäße Ausführungsformen zeigen. Der Fachmann sollte erwarten, dass die in den folgenden Beispielen offenbarten Techniken durch die Erfinder entdeckt wurden und bei der Umsetzung der Erfindung gut funktionieren und somit bevorzugte Modi für ihre Umsetzung darstellen können. Jedoch sollte der Fachmann im Hinblick auf die vorliegende Offenbarung erkennen, dass Veränderungen in den offenbarten spezifischen Ausführungsformen gemacht werden können und dennoch ähnliche oder gleiche Ergebnisse erhalten werden können, ohne den Schutzumfang der Erfindung zu verlassen.
Soweit nicht anders angegeben, sind alle Ausgangsmaterialien kommerziell erhältlich und es werden Standardlabortechniken und Ausrüstungen eingesetzt. Die Tests wurden gemäß den Verfahren in API Bulletin RP 13B-2, 1990 durchgeführt. Die folgenden Abkürzungen werden manchmal bei der Beschreibung der in den Beispielen diskutierten Ergebnisse verwendet:

"PV" ist die Plastikviskosität (CPS), eine Variable, die bei der Berechnung der Viskositätseigenschaften eines Bohrfluids verwendet wird.
"YP" heißt Ausbeute (lbs/100 ft²), eine weitere Variable, die bei der Berechnung der Viskositätseigenschaften des Bohrfluids verwendet wird.
"GELS" (lbs/100 ft²) ist eine Messung der Suspendiereigenschaften und der thixotropen Eigenschaften eines Bohrfluids.
"F/L" ist die API-Fluidminderung und ist eine Messung der Fluidminderung in Milliliter des Bohrfluids bei 100 psi.

Für die folgenden Beispiele wurden die folgenden Codes für Additive des Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittels verwendet:
Beispiel 1
Im vorliegenden Beispiel wurde eine Vielzahl an Polyoxypropylenaminen getestet, um herauszufinden, ob diese alle als Schiefergesteininhibitoren wirken oder ob nur bestimmte chemische Strukturen und Molekulargewichtsbereiche annehmbar sind.
Es wurde gefunden, dass nur bestimmte Strukturen und Molekulargewichtsbereiche gut für die Schiefergesteininhibierung wirken. In diesem Verfahren wurden Pinttonnen, die mit einem Barreläquivalent aus Süßwasser und der Testprobe gefüllt waren, auf einen pH-Wert von mindestens pH 9 eingestellt und mit einer 50 ppb-Portion M-I GEL (Bentonit) bei einer mittleren Scherrate behandelt. Nach Rühren über 30 Minuten wurden die Rheologien gemessen und anschließend die Proben über Nacht unter Hitze bei 150 °F gealtert. Nachdem die Proben abgekühlt waren, wurden ihre Rheologien und pH-Werte aufgenommen. Die folgenden Daten sind repräsentativ dafür, wie die Rheologien durch die Zugabe der 50 ppb Bentonit zu Süßwasser, welches mit den experimentellen Inhibitoren behandelt wurde, beeinflusst werden.
Tabelle 1 Bentonit-Hydratationsstudie anfängliche Rheologie

* Ist der Wert bei 600 RPM größer als 300, wurden keine weiteren Ablesungen mehr vorgenommen.

Tabelle 2 Bentonit-Hydratationsstudie anfängliche Rheologie
Tabelle 3 Bentonit-Hydratationsstudie Rheologie nach Hitzealterung (150°F)

Tabelle 4 Bentonit-Hydratationsstudie Rheologie nach Hitzealterung (150°F)
Die obigen Ergebnisse sollen einem Fachmann zeigen, dass die erfindungsgemäßen Beispiele (A), (I), (K) und (L) gut als Schiefergesteininhibitoren wirken.
Beispiel 2
Die Daten in Beispiel 1 sollen einem Fachmann zeigen, dass, wenn "x" größer als 2,6 ist, wie in Probe (K) (Jeffamine D-400 [x = 5,6]), Probe (D) (Jeffamine D-2000 [x = 33,1]) und Probe (J) (Jeffamine D-4000 [x = 66]), die Wirkung der Materialien mit zunehmendem Molekulargewicht hinsichtlich der Inhibierung abnimmt. Dies wird aus den in den Tabellen 5 bis 8 gezeigten Daten deutlicher.
Tabelle 5 50 lbs M-1 GEL anfängliche Rheologie

Tabelle 6 Bentonit-Hydratationsstudie 50 lbs M-1 GEL anfängliche Rheologie
Tabelle 7 50 lbs M-1 GEL Rheologie nach Hitzealterung (150°F)

Tabelle 8 Bentonit-Hydratationsstudie 50 lbs M-1 GEL Rheologie nach Hitzealterung (150°F)
Beispiel 3
Der folgende Test wurde durchgeführt, um die Maximalmenge an API-Bentonit zu bestimmen, welche durch eine einzige 8 Pfund pro Barrel (ppb)-Behandlung des erfindungsgemäßen Schiefergesteininhibitors über einen Zeitraum von einem Tag inhibieren kann. Dieses Testverfahren verwendet Pinttonnen, die mit einem Barreläquivalent an Süßwasser und 8 ppb eines Schiefer gesteininhibitors gefüllt waren. Süßwasser wurde als Kontrollprobe verwendet. Alle Proben wurden mindestens auf einen pH von 9 eingestellt und mit einer 10 ppb Portion M-1 GEL (Bentonit) bei einer mittleren Scherrate behandelt. Nach Rühren über 30 Minuten wurden die Rheologien gemessen und anschließend die Proben über Nacht bei 150°F hitzegealtert. Nachdem die Proben abgekühlt waren, wurden ihre Rheologien und pH-Werte aufgenommen. Alle Proben wurden auf pH 9 eingestellt, bevor sie erneut mit Bentonit behandelt wurden, wie vorstehend beschrieben. Dieses Verfahren wurde für jede Probe durchgeführt, bis alle zu dick zum messen waren. Tabellen 9 bis 14 zeigen repräsentative Daten, die die Schiefergesteininhibierungswirkung der vorliegenden Erfindung durch die tägliche Zugabe von Bentonit in Süßwasser, welches mit den Inhibitoren, die zu Beginn jeder Spalte angegeben sind, behandelt war, zeigen.
Tabelle 9 600 rpm Rheologien – nach Hitzealterung (150°F)

* Ist der Wert von 600 RPM größer als 300, wurden keine weiteren Ablesungen mehr vorgenommen.

Tabelle 10 300 rpm Rheologien – nach Hitzealterung (150°F)
Tabelle 11 3 rpm Rheologien – nach Hitzealterung (150°F)
Tabelle 12 10 Min Gele – nach Hitzealterung (150°F)
Tabelle 13 Plastische Viskosität – nach Hitzealterung (150°F)
Tabelle 14 Fließgrenze – nach Hitzealterung (150°F)
Nach Durchsicht der obigen Rheologiedaten in den Tabellen 9 bis 14 sollte der Fachmann verstehen und erkennen, dass das (I)-Produkt, bei dem "x" etwa 2,6 ist, die besten Ergebnisse zeigt. Ist "x" größer als 2,6, wie in den Proben (K) (Jeffamine D-400 [x = 5,6]), (D) (Jeffamine D-2000 [x = 33,1]) und (J) (Jeffamine D-4000 [y = 66]), zeigen die Daten, dass mit zunehmendem Molekulargewicht die Leistung des Materials hinsichtlich der Inhibierung abnimmt.
Beispiel 4
Um die überlegene Arbeitsweise des erfindungsgemäßen Produkts zu demonstrieren, wurde die Arbeitsweise mit der von Kaliumchlorid und Cholinchlorid verglichen. Unsere erste Studie wurde entwickelt, um die Maximalmenge an API-Bentonit zu bestimmen, die durch eine einmalige acht Pfund pro Barrel- Behandlung des Schiefergesteinsinhibitors (I) über einen Zeitraum von einem Tag inhibiert werden kann.
Dieser Test verwendet ein Barreläquivalent an Süßwasser mit 8 ppb eines Schiefergesteininhibitors (I). (Süßwasser wurde als Kontrolle verwendet.) Alle Beispiele wurden auf einen pH von mindestens 9 eingestellt und mit einer 10 ppb-Portion an M-I GEL (Bentonit) mit einer mittleren Scherrate behandelt. Nach Rühren über 30 Minuten wurden die Rheologien gemessen und die Proben über Nacht bei 150°F gealtert. Nach Abkühlen der Proben wurden deren Rheologien und pH-Werte aufgenommen. Alle Proben wurden auf einen pH-Wert von mindestens 9 eingestellt, bevor diese mit Bentonit, wie vorstehend beschrieben, behandelt wurden. Dieses Verfahren wurde für jede Probe ausgeführt, bis alle zum Messen zu dick wurden. Die 1–3 sind graphische Darstellungen der in den nachfolgenden Tabellen 15 bis 17 wiedergegebenen Daten. Die Daten zeigen die überlegene Arbeitsweise der erfindungsgemäßen Produkte, verglichen mit anderen Industriestandards. Die Studie umfasste Cholinchlorid und Kaliumchlorid als Industriestandards.
Tabelle 15 3 rpm Rheologien – nach Hitzealterung (150°F)
Tabelle 16 10 Min Gele – nach Hitzealterung (150°F)
Tabelle 17 Fließgrenze – nach Hitzealterung (150°F)

Aufgrund dieser Ergebnisse sollte ein Fachmann den Schluss daraus ziehen, dass die erfindungsgemäßen Schiefergesteininhibitoren verbesserte Leistungsfähigkeit aufweisen, verglichen zu herkömmlichen Schiefergesteinsinhibitoren.
Beispiel 5
Dispersionstests wurden mit Foss Elkland-Bohrschlämmen und Bentonitblöcken durch Heißrollen von 20 gm-Bohrschlämmen in einem Barreläquivalent des Fluids über 16 Stunden bei 150°F durchgeführt. Nach dem Heißwalzen wurden die verbliebenen Bohrschlämme unter Verwendung eines 20 Mesh-Gitternetzes gescreent und mit Süßwasser gewaschen und gewogen, wobei der zurückgewonnene Prozentsatz erhalten wurde. Die Ergebnisse dieser Bestimmung sind in den Tabellen 18 und 19 wiedergegeben, welche die verbesserte Schiefergesteininhibierungsarbeitsweise des erfindungsgemäßen Schiefergesteininhibierungsmittels 1 zeigt.
Tabelle 18 Schiefergesteindispersionstest Foss Elkland-Bohrschlämme (4,6–8,0 mm.)
Tabelle 19 Schiefergesteindispersionstest Bentonitblöcke
Beispiel 6
Die folgenden Experimente wurden durchgeführt, um die verbesserten Arbeitsweisen des erfindungsgemäßen Produkts (I) in einem Feldschlamm zu demonstrieren, verglichen mit Cholinchlorid (ein Schiefergesteininhibitor, offenbart in US-Patent Nr. 5,908,814) und mit einem Hexamethyldiaminprodukt (ein Schiefergesteininhibitor, offenbart in US-Patent Nr. 5,771,971). Der Feldschlamm war ein Lignitschlamm auf Wasserbasis, wobei 13,68 Pfund pro Gallon mit Baryt der Clayton Wiliams Inc., Robertson County, Texas, gewogen wurde.
Tabelle 20 Feldschlamm – 600 rpm Rheologien nach Hitzealterung (150°F)

Tabelle 21 Feldschlamm – 300 rpm Rheologien nach Hitzealterung (150°F)
Tabelle 22 Feldschlamm – 3 rpm Rheologien nach Hitzealterung (150°F)
Tabelle 23 Feldschlamm – 10 Min-Gele nach Hitzealterung (150°F)
Tabelle 24 Feldschlamm – plastische Viskosität nach Hitzealterung (150°F)
Tabelle 25 Feldschlamm – Fließgrenze nach Hitzealterung (150°F)
Beispiel 7
Die Beurteilung des Schiefergesteinhydratationsinhibitors (I), der mit Zitronensäure auf einen pH von etwa 7,0 neutralisiert wurde, wurde durchgeführt. Die Ergebnisse in den Tabellen 26–28 zeigen die überlegenen Arbeitsweisen des erfindungsgemäßen Produkts bei pH 7,0.
Tabelle 26 pH-Studie – 10 Min Gele nach Hitzealterung (150°F)
Tabelle 27 pH-Studie – plastische Viskosität nach Hitzealterung (150°F)
Tabelle 28 pH-Studie – Daten der Fließgrenze nach Hitzealterung

Hinsichtlich der obigen Offenbarung sollte ein Fachmann verstehen und erkennen, dass eine erfindungsgemäße illustrative Ausführungsform ein Bohrfluid auf Wasserbasis zur Verwendung beim Bohren eines Bohrlochs durch eine ein in Gegenwart von Wasser aufquellendes Schiefergestein enthaltende Formation ist. Ein derartiges illustratives Bohrfluid umfasst: ein Beschwerungsmaterial und ein Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel der allgemeinen Formel: H₂N-CH(CH₃)CH₂{-OCH₂CH(CH₃)-}_x-NH₂ ,worin x ein Wert von weniger als 15 ist und worin das Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel in zur Reduktion des Schiefergesteinaufquellens ausrei chender Konzentration vorliegt, wie in den obigen Beispielen gezeigt. Das Bohrfluid der illustrativen Ausführungsform sollte einen durchschnittlichen Zahlenwert für x zwischen etwa 1 und etwa 5, vorzugsweise zwischen 1 und 3, und stärker bevorzugt sollte x einen durchschnittlichen Zahlenwert von etwa 2,6 haben.
Außerdem sollte das Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel vorzugsweise weiterhin eine relativ geringe Toxizität, gemessen durch den Mysid-Shrimp-Test, und Kompatibilität mit anionischen Bohrfluidkomponenten, die in dem Bohrfluid vorhanden sein können, aufweisen.
Die Bohrfluide der vorliegenden illustrativen Ausführungsform haben vorzugsweise eine kontinuierliche Phase auf Wasserbasis aus Süßwasser, Salzwasser, Sole, Mischungen von Wasser mit wasserlöslichen organischen Verbindungen und Mischungen davon. Außerdem sollte ein derartiges illustratives Bohrfluid außerdem ein Steuerungsmittel zur Fluidminderung, ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus organischen Polymeren, Stärken und Mischungen davon, enthalten. Es liegt innerhalb des Schutzumfangs der vorliegenden Erfindung, dass das Bohrfluid außerdem ein Verkapselungsmittel enthalten kann, wie eines, das vorzugsweise aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus organischen und anorganischen Polymeren und Mischungen davon besteht. In einer bevorzugten illustrativen Ausführungsform ist das Beschwerungsmaterial aus der Gruppe bestehend aus Baryt, Hämatit, Eisenoxid, Calciumcarbonat, Magnesiumcarbonat, wasserlöslichen organischen und anorganischen Salzen und Kombinationen davon ausgewählt.
Eine weitere illustrative erfindungsgemäße Ausführungsform umfasst ein Bohrfluid auf Wasserbasis zur Verwendung beim Bohren von Bohrlöchern durch eine ein in Gegenwart von Wasser aufquellendes Schiefergestein enthaltende Formation. Ein derartig illustratives Bohrfluid umfasst: eine kontinuierliche Phase auf Wasserbasis, ein Beschwerungsmaterial und ein Hydratationsinhibierungsmittel der Formel: H₂N-CH(CH₃)CH₂{-OCH₂CH(CH₃)-}_x-NH₂, worin x so gewählt ist, dass das durchschnittliche Molekulargewicht des Hydratationsinhibierungsmittels zwischen etwa 132 und etwa 2112 ist. Das Hydratationsinhibierungsmittel sollte in einer zur Reduktion des Schiefergesteinaufquellens ausreichender Konzentration vorliegen.
Die Bohrfluide der vorliegenden illustrativen Ausführungsform haben vorzugsweise eine kontinuierliche Phase auf Wasserbasis, ausgewählt aus Süßwasser, Salzwasser, Sole, Mischungen von Wasser mit wasserlöslichen organischen Verbindungen und Mischungen davon. Außerdem kann ein illustratives Bohrfluid ferner ein Mittel zur Kontrolle des Fluidverlustes enthalten, ausgewählt aus der Gruppe aus organischen Polymeren, Stärken und Mischungen davon. Es liegt ebenfalls im Schutzbereich der vorliegenden Erfindung, dass das Bohrfluid außerdem ein Verkapselungsmittel enthalten kann, wie eines, das vorzugsweise aus der Gruppe ausgewählt ist, bestehend aus organischen und anorganischen Polymeren und Mischungen davon. In einer weiteren bevorzugten illustrativen Ausführungsform ist das Beschwerungsmaterial aus der Gruppe ausgewählt, die aus Baryt, Hämatit, Eisenoxid, Calciumcarbonat, Magnesiumcarbonat, wasserlöslichen organischen und anorganischen Salzen und Kombinationen davon besteht.
Die vorliegende Erfindung umfasst ebenso ein Verfahren zur Reduktion des Aufquellens von Schiefergestein in einem Bohrloch, unter Verwendung des erfindungsgemäßen Fluids. Solch ein illustratives Verfahren umfasst das Zirkulieren eines Bohrfluids auf Wasserbasis, welches gemäß der vorliegenden Offenbarung formuliert ist, in einem Bohrloch. Es ist bevorzugt, dass das Bohrfluid umfasst: eine kontinuierliche Phase auf Wasserbasis, ein Beschwerungsmaterial und ein Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel der Formel: H₂N-CH(CH₃)CH₂{-OCH₂CH(CH₃)-}_x-NH₂, worin x einen Wert von weniger als 15 hat. Das Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel sollte in einer zur Reduktion des Schiefergesteinaufquellens ausreichenden Konzentration vorliegen. Das Bohrfluid der illustrativen Ausführungsform sollte einen durchschnittlichen Zahlenwert von etwa 1 bis etwa 5, vorzugsweise zwischen 1 und 3, und stärker bevorzugt sollte x einen durchschnittlichen Zahlenwert von 2,6 haben.
Die Bohrfluide der vorliegenden illustrativen Ausführungsform haben vorzugsweise eine kontinuierliche Phase auf Wasserbasis, ausgewählt aus Süßwasser, Salzwasser, Sole, Mischungen von Wasser mit wasserlöslichen organischen Verbindungen und Mischungen davon. Außerdem kann ein derartiges illustratives Bohrfluid ferner ein Steuerungsmittel zur Fluidminderung enthalten, ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus organischen Polymeren, Stärken und Mischungen davon. Es liegt ebenfalls im Schutzbereich der vorliegenden Erfindung, dass das Bohrfluid außerdem ein Verkapselungsmittel enthalten kann, wie eines, welches vorzugsweise aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus organischen und anorganischen Polymeren und Mischungen davon besteht. In einer bevorzugten illustrativen Ausführungsform wird das Beschwerungsmaterial aus der Gruppe ausgewählt, die aus Baryt, Hämatit, Eisenoxid, Calciumcarbonat, Magnesiumcarbonat, wasserlöslichen organischen und anorganischen Salzen und Kombinationen davon besteht.
Während die erfindungsgemäßen Zusammensetzungen und Verfahren durch die bevorzugten Ausführungsformen beschrieben wurden, ist es für den Fachmann offensichtlich, dass Abweichungen davon ebenso im Schutzbereich der Erfindung liegen, ohne diesen zu verlassen. Alle derartigen ähnlichen Ersatzstoffe und Modifikationen, die dem Fachmann bekannt sind, sollen im Schutzbereich und dem Konzept der Erfindung, wie sie in den folgenden Ansprüchen definiert ist, liegen.

Claims

Bohrfluid auf Wasserbasis zur Verwendung beim Bohren eines Bohrlochs durch eine ein in Gegenwart von Wasser aufquellendes Schiefergestein enthaltende Formation, wobei das Bohrfluid umfasst: eine kontinuierliche Phase auf Wasserbasis, ein Beschwerungsmaterial und ein Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel der Formel H₂N-CH(CH)₃CH₂{-OCH₂CH(CH₃)-}_x-NH₂, worin x ein Wert von weniger als 15 ist und worin das Schieferhydratationsinhibierungsmittel in zur Reduktion des Schiefergesteinaufquellens ausreichender Konzentration vorliegt.
Bohrfluid nach Anspruch 1, worin x einen durchschnittlichen Zahlenwert zwischen etwa 1 und etwa 5 hat.
Bohrfluid nach Anspruch 1, worin x einen durchschnittlichen Zahlenwert von etwa 2,6 hat.
Bohrfluid nach Anspruch 1, worin das Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel weiterhin durch geringe Toxizität und Kompatibilität mit anionischen Bohrfluidkomponenten gekennzeichnet ist.
Bohrfluid nach Anspruch 1, worin die kontinuierliche Phase auf Wasserbasis aus Süßwasser, Salzwasser, Sole, Mischungen von Wasser mit wasserlöslichen organischen Verbindungen und Mischungen davon ausgewählt ist.
Bohrfluid nach Anspruch 1, worin das Bohrfluid weiterhin ein aus der Gruppe bestehend aus organischen Polymeren, Stärken und Mischungen davon ausgewähltes Steuerungsmittel zur Fluidminderung enthält.
Bohrfluid nach Anspruch 1, worin das Bohrfluid weiterhin ein aus der Gruppe bestehend aus organischen und anorganischen Polymeren und Mischungen davon ausgewähltes Verkapselungsmittel enthält.
Bohrfluid nach Anspruch 1, worin das Beschwerungsmaterial aus der Gruppe bestehend aus Baryt, Hämatit, Eisenoxid, Calciumcarbonat, Magnesiumcarbonat, organischen und anorganischen Magnesiumsalzen, Calciumchlorid, Calciumbromid, Magnesiumchlorid, Zinkhalogeniden und Kombinationen davon ausgewählt ist.
Bohrfluid nach Anspruch 1, worin x so ausgewählt ist, dass das durchschnittliche Molekulargewicht des Hydratationsinhibierungsmittels von etwa 132 bis etwa 944 ist.
Bohrfluid nach Anspruch 9, worin x so ausgewählt ist, dass das durchschnittliche Molekulargewicht des Hydratationsinhibierungsmittels von etwa 190 bis etwa 248 ist.
Verfahren zur Reduktion des während des Bohrens eines unterirdischen Bohrlochs auftretenden Aufquellens von Schiefergestein, wobei das Verfahren umfasst: Zirkulieren eines Bohrfluids auf Wasserbasis in dem unterirdischen Bohrloch, das eine kontinuierliche Phase auf Wasserbasis und ein Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel der Formel: H₂N-CH(CH)₃CH₂{-OCH₂CH(CH₃)-}_x-NH₂ beinhaltet, worin x einen Wert von weniger als 15 hat, und worin das Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel in einer zur Reduktion des Schiefergesteinaufquellens ausreichenden Konzentration vorliegt.
Verfahren nach Anspruch 11, worin x einen durchschnittlichen Zahlenwert zwischen etwa 1 und etwa 5 hat.
Verfahren nach Anspruch 12, worin das Schiefergesteinhydratationsinhibierungsmittel weiterhin durch geringe Toxizität und durch Kompatibilität mit anionischen Bohrfluidkomponenten gekennzeichnet ist.
Verfahren nach Anspruch 11, worin x so ausgewählt ist, dass das durchschnittliche Molekulargewicht des Hydratationsinhibierungsmittel von etwa 190 und bis etwa 248 ist.