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DE3200960A1 - Bohrfluessigkeit - Google Patents

Bohrfluessigkeit

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Publication number
DE3200960A1
DE3200960A1 DE19823200960 DE3200960A DE3200960A1 DE 3200960 A1 DE3200960 A1 DE 3200960A1 DE 19823200960 DE19823200960 DE 19823200960 DE 3200960 A DE3200960 A DE 3200960A DE 3200960 A1 DE3200960 A1 DE 3200960A1
Authority
DE
Germany
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drilling fluid
fluid according
value
ppb
acrylic acid
Prior art date
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Granted
Application number
DE19823200960
Other languages
English (en)
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DE3200960C2 (de
Inventor
Steven Ray 77099 Houston Tex. Blattel
Larry Wayne 77007 Houston Tex. Hilscher
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Baroid Technology Inc
Original Assignee
NL Industries Inc
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 NL Industries Inc filed Critical NL Industries Inc
Publication of DE3200960A1 publication Critical patent/DE3200960A1/de
Application granted granted Critical
Publication of DE3200960C2 publication Critical patent/DE3200960C2/de
Expired legal-status Critical Current

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    • 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
    • C09K8/14—Clay-containing compositions
    • C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/22—Synthetic organic compounds
    • C09K8/24—Polymers
    • 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
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    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14—Clay-containing compositions
    • C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/20—Natural organic compounds or derivatives thereof, e.g. polysaccharides or lignin derivatives
    • C09K8/203—Wood derivatives, e.g. lignosulfonate, tannin, tall oil, sulfite liquor
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/926—Packer fluid

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  • Wood Science & Technology (AREA)
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  • Control And Other Processes For Unpacking Of Materials (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)

Description

• "··* ·:· "-'-·· 32G0960
Der Bedarf zur Entwicklung geothermischer Energiequellen sowie der Trend nach immer tieferen Bohrungen auf1 der Suche nach Erdöl und Erdgas hat zu einer Nachfrage nach wäßrigen Bohrflüssigkeiten geführt, die bis zu Temperaturen über 2000C stabil sind. Geothermische Bohrungen wurden bereits in Formationen mit Temperaturen von über 3700C getrieben. Die gegenwärtig zur Verfügung stehenden Bohrflüssigkeiten können bei solchen Temperaturen ihre spezifischen Eigenschaften nicht beibehalten. Deshalb können vorerst die erhältlichen Bohrflüssigkeiten bei Temperaturen von 2000C und darüber nur eingesetzt werden, wenn dabei zersetzte Bestandteile dieser Flüssigkeit systematisch ersetzt werden.
Eine der Hauptschwierigkeiten beim Bohren in hohen Temperaturen liegt darin, die niedrigen rheologischen Eigenschaften von Bohrschlamm aufrechtzuerhalten, der eine hohe Dichte aufweist, Ton enthält und auf der Basis von Wasser aufgebaut ist.· üblicherweise verwendete Schlammverdünner und Entflockungsmittel, wie Lignosulfonate, verlieren unter den genannten Bedingungen ihre Wirksamkeit, was ungünstige rheologische Eigenschaften zur Folge hat.
Um auf wirtschaftliche Weise aus geothermischen Bereichen Energie gewinnen zu können, sind Bohrflüssigkeiten nötig, die bei Temperaturen über 2000C zufriedenstellend wirksam sind.
Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, Hilfsstoffe für Ton enthaltende Bohrflüssigkeiten auf der Basis von Wasser anzugeben, die das Gelieren einer Bohr-Flüssigkeit bei Temperaturen von über 2000C verhindern.
oder verlangsamen. Dabei sollen auch Bohrflüssigkeiten für eine Verwendung bei Temperaturen von über 2000C gefunden werden.
Diese Aufgabe wird durch die Erfindung gelöst, überraschenderweise hat sich gezeigt, daß der Zusatz eines wasserlöslichen Lignosulfonats und eines besonderen niedermolekularen Acrylsäure-Copolymerisats in synergistischer Weise die Viskosität und das Gelieren von Ton enthaltenden Bohrflüssigkeiten auf der Basis von Wasser bei Temperaturen von über 2000C (4000F) vermindert. Darüber hinaus hat sich gezeigt, daß in synergistischer Weise eine noch weiter herabgesetzte Viskosität durch die zusätzliche Verwendung eines äthoxylierten Phenols als grenzflächenaktives Mittel erzielbar ist.
Die erfindungsgemäß eingesetzten salzartigen Lignosulfonate sind die in Bohrflüssigkeiten üblicherweise verwendeten wasserlöslichen Lignosulfonate, die., ein Kation der Elemente Eisen, Chrom, Aluminium, Kupfer, Zirkonium oder Titan oder ein Gemisch aus solchen Kationen enthält (üS-PSen 2 935 504 und 4 220 585) .
Das erfindungsgemäß verwendete Acrylsäure-Copolymer ist ein wasserlösliches Salz eines Copolymers aus Acrylsäure und Hydroxypropylacrylat mit einem Molekularge-S wicht von etwa 5.000 bis etwa 10.000 und einem Molverhältnis von Acrylsäure zu Hydroxypropylacrylat von etwa 2,5 bis etwa 1,75. Vorzugsweise liegt das Molekulargewicht, bei etwa 6.000 bis etwa 9.000, das genannte Molverhältnis bei etwa 2, d.h. bei etwa 1,9 bis etwa 2,1. Das Acrylsäure-Copolymer hat die nachfolgend angegebene allgemeine Formel.
-6-
H I
C I
I 0-H
I C
C =
I H-C-H
I H-O-C-H
I H-C-H
I H
(D
In der Formal bedeuten τ| den Polymerisationsgrad, x das MolverhäLtnis von Acrylsäuresalz und Hydfoxypropylacrylat in dem Copolymer sowie M das die Wasserlöslichkeit des Salzes bewirkende Kation. M ist vorzugsweise ein Alkalimetall- oder Ammoniumkation, insbesondere ein Natrium'ion. Bei einem Molverhältnis von 2 hat das bevorzugte Copolymer die nachfolgend angegebene Struktur,
H I C -r-■ I C = O I . 0 I M
H H I I
-C-C
. 1 i
H C
H H I .1 -C-C
I I H C = O I
H-C-H
I H-O-C-H
H-O-H I H
(II)
Ί,
in der 16 i rj ^. 32 ist.
Das Copolymer kann in üblicher Weise durch Emulsions-, Suspensions-, Substanz- oder Lösungspolymerisation hergestellt werden. Vorzugsweise wählt man dabei die Suspensions- oder Lösungspolymerisation, bei der nach Erreichen des gewünschten Polymerisationsgrads ein Kettenabbrecher zugesetzt wird.
Das erfindungsgemäß verwendete grenzflächenaktive Mittel ist eine wasserlösliche, nichtionische Verbindung der allgemeinen Formel 15
R - (X - - (CH2 - CH2-O)n - H1n) (III)
in der R einen hydrophoben Rest mit mindestens 6
Kohlenstoffatomen, X eines der Strukturelemente 20
ι o so
so ο
ti η ' "
-C-O-, -C-N= oder -C-NH-, \
η eine ganze Zahl, m eine ganze Zahl, die um den Wert 1 kleiner ist als die Wertigkeit des Strukturelements X, y eine ganze Zahl sowie das Produkt aus n, m und y mindestens den Wert 10, z.B einen Wert von 10 bis 50, bedeuten. Falls m den Wert 2 annimmt, kann η in den Resten (CH9 - CH0 -"O) - H gleich oder verschieden
" £* Xl
sein. Vorzugsweise bedeutet y die Zahl 1. In diesem Fall kann für die entsprechenden Verbindungen die allgemeine Formel
R-X- (CH2 - CH2 - O)n - Hm (IV)
angegeben werden« Vorzugsweise bedeuten y und m die Zahl 1 und η eine Zahl von 20 bis 40, insbesondere 25 bis 35. Derartige Verbindungen können durch die nachfolgende allgemeine Formel V
R-X- (CH2.- CH2 - O)n H (V)
dargestellt werden, in der 20 ü η ^40, vorzugsweise 25 ^n £35 ist.
Insbesondere ist ein Addukt aus Phenol und 25 bis 36 Mol Äthylenoxid bevorzugt (US-PS 3 284 352) .
Die bei höheren Temperaturen eingesetzten Bohrflüssigkeiten müssen einen in der wäßrigen Phase dispergierten Ton enthalten. Im allgemeinen werden Bentonit-Tone des Wyoming-Typs verwendet. Dies sind hauptsächlich Natrium-
20 bentonite mit guten Dispersionseigenschaften in
wäßrigen Systemen, wobei hohe Viskositäten und Gelfestigkeiten sowie niedrige Flüssigkeitsverluste erreicht werden. Andere Tone, die im Bohrschlamm enthalten sein können, sind andere Smektit-Tone, wie Calciumbentonit,
2^ Illit, Kaoline und gemischte Tone sowie Gemische aus solchen Stoffen.
Wenn eine Bohrflüssigkeit gewünscht wird, die eine
wäßrige Salzphase enthält, wird vorzugsweise der
Bentonit in frischem Wasser vorhydratisiert, bevor er der Salzlösung zugegeben wird. Ein entsprechendes Verfahren und eine Vorrichtung hierzu sind bekannt (US-PS 3 691 070).
Im allgemeinen enthalten die erfindungsgemäßen Bohrflüssigkeiten etwa 14,26 bis etwa 102,72 g/l (etwa
5 bis etwa 36 ppb) Natriumbentonit-Ton, etwa 2,85 bis etwa 28,53 g/l (etwa 1 bis etwa 10 ppb) Lignosulfonat, etwa 1,42 bis etwa 14,26 g/l (etwa 0,5 bis etwa 5 ppb) Acrylsäure-Copolymer und 0 bis etwa 17,12 g/l (0 bis etwa 6 ppb) des grenzflächenaktiven Mittels. Vorzugsweise enthalten die Bohrflüssigkeiten etwa 28,53 bis etwa 57,06 g/l (etwa 10 bis etwa 20 ppb) Natriumbentonit, etwa 8,56 bis etwa 19,97 g/l (etwa 3 bis etwa 7 ppb) Lignosulfonat, etwa 2,85 bis etwa 11,41 g/l (etwa■1 bis etwa 4 ppb) Acrylsäure-Copolymer und etwa 2,85 bis etwa 11,41 g/l (etwa 1 bis etwa 4 ppb) oberflächenaktives Mittel.
Wenn, außer Natriumbentonit noch andere Tone in der Bohrflüssigkeit vorliegen, sind sie darin im allgemeinen in Mengen von etwa 14,26 bis etwa 285,33 g/l (etwa 5 bis etwa 100 ppb) enthalten.
Die Beispiele erläutern die Erfindung. Die in den Beispielen angegebenen Werte wurden gemäß der Methode RP 13B der American Petroleum Institute's procedure erhalten, soweit nichts anderes angegeben ist..Das ver-
25. wendete Eisenchromlignosulfonat ist Q-BROXIN, das im Handel von NL Baroid, NL Industries', Inc. beziehbar ist. Es enthält 3.% Eisen und 1% Chrom.
Das verwendete Acrylsäure-Copolymer ist ein Copolymer aus Natriumacrylat und Hydroxypropylacrylat in einem Molverhältnis von 2:1 mit einem durchschnittlichen Molekulargewicht von etwa 7.500. Das Copolymer wurde als eine zu 50% aktive wässrige Lösung eingesetzt.
Das oberflächenaktive Mittel ist in den nachfolgenden Beispielen ein äthoxyliertes Phenol, in dem jedem . Phenolmolekül' 29 Moleküle Äthylenoxid zugeordnet sind. Das oberflächenaktive Mittel wurde als eine zu 60% aktive Lösung verwendet, die auch 3% eines Entschäumers enthielt. Der Stoff ist als AKTOFLO-S von NL Baroid erhältlich.
·
Der benutzte Wyoming-Bentonit war von'höherer Qualität (AQÜAGEL von NL Baroid).
Alle Prozentangaben in den Beispielen beziehen sich auf das Gewicht, soweit nichts anderes angegeben ist.
Beispiel 1
Es wird eine .Standard-Bohrflüssigkeit hergestellt, die 71,33 g/l (25 ppb; ppb = pounds per 42 gallon barrel) Wyoming-Bentonit, 142,66 g/l (50 ppb)·Glen-Rose-Schiefer'und 2,83 g/l (1 ppb) Natriumhydroxid enthält. Zu diesem Basisschlamm werden die in der nachfolgenden
2^ Tabelle I angegebenen Mengen von Eisenchromlignosulfonat und Acrylsäure-Copolymerisat gegeben. Die erhaltenen Schlammproben werden in einem Viskosimeter (Fann. 50 B) bei 100 U/min gemessen, wobei unter einem Druck von 55,11 bar (800 psi) die Temperatur in einstündigen
Schritten auf 204, 232 und 2600C (400, 450 und 500QF) erhöht wurde. Die Ergebnisse sind in der Tabelle I zusammengefaßt.
Aus der Tabelle ist ersichtlich, daß das Lignosulfonat
und das Acrylsäure-Copolymer synergistisch zusammenwirken und dabei die Viskosität der Bohrflüssigkeit bei Temperaturen von 2040C (4000F) und darüber herabsetzen.
Tabelle I
FCL
£b		 g/Liter AP
PPb		 g/Liter Temperatur
0C		 Zeitw/
Stunden		 Viskosität
10-3 pa.s
5 14,26 0 0 22 0 19
0 0 1/5 4,28 22 0 41
5 14,26 1/5 " 4,28 22 0 24
5 14,26 0 0 93 0,15 9
0 0 1,5 4,28 93 0,15 35
5 14,26 1/5 4,28 93 0,15 13
5 .14,26 0 0 149 0,25 10
0 0 1/5 4,28 149 0,25 30
5 14,26 1/5 4,28 149 0,25 10
5 14,26 0 0 204 1 26
0 0 1/5 4,28 204 1 196
5 14,26 1/5 4,28 204 1 28
5 14,26 0 0 204 2 65
0 0 1/5 4,28 204 2 237
5 14,26 1/5 4,28 204 2 38
5 14,26 0 0 232 3 105
0 0 1/5 4,28 232 3 100
5 14,26 1/5 4,28 232 3 36
5 14,26 0 0 260 4 162
0 0 1/5 4,28 260 4 111
5 14,26 1/5 4,28 260 4 34
-12-
fabelle I (Fortsetzung)
FCL(1) AP(2) Temperatur Zeit(3) Viskosität
ppb g/Liter ppb g/Liter 0C Stunden 10"3 Pa»s
5 14,26 0 0 260 5 175
0 0 1,5 4,28 260 5 104
5 14,26 1,5 4,28 260 5 31
(1) Eisenchroitilignosulfonat
(2) Acrylsäure-Copolymer, bezogen auf 100%ige Aktivität
(3) insgesamt verstrichene Zeit
-13-
Beispiel 2
Es wird eine Standard-Bohrflüssigkeit hergestellt, die 108,10 1 (0,68 bbl; bbl = barreis) Wasser, 6,80 kg (15 Ib) Wyoming-Bentonit, 6,80 kg (15 Ib) Glen-Rose-Schiefer und 129,84 kg (286 Ib) Baryt (BAROID) enthält.
Dieser Schlamm wurde entweder mit
a) 28,53 g/l (10 ppb) North-Dakota-Lignit (Leonardit) und 8,56 g/l (3 ppb) Natriumhydroxid oder
b) 14,26 g/l (5 ppb) North-Dakota-Lignit und 5,70 g/l (2 ppb) Natriumhydroxid oder
c) 2,85 g/l (1 ppb) Natriumhydroxid
gemäß der nachfolgenden Tabelle II gegeben. Die Schlammproben werden mit den in der Tabelle II angegebenen Mengen an Eisenchromlignosulfonat Acrylsäure-Copolymerisat und oberflächenaktivem Mittel versetzt. Verschiedene Eigenschaften der Schlammproben werden nach sechzehnstündigem Walzen bei 650C (1500F) und nach sechzehnstündigem Altern bei 2040C (4000F) gemessen,
25 wie in der Tabelle II angegeben ist.
Die erhaltenen Werte zeigen, daß das Acrylsäure-Copolymerisat und das oberflächenaktive Mittel in synergistischer Weise zusammenwirken und dabei die Scherfestigkeit, die rheologischen Werte hinsichtlich der Wechselwirkung zwischen den Teilchen sowie den Flüssigkeitsverlust dieser Ton- und Lignosulfonat enthaltenden Schlammproben herabsetzen.
Tabelle II
(3)
FCl/1^, ppb. ' 5 . . Nach dem pH-Wert Nach dem 0 5 5 — * 89 5 ■ 5 5 %,5 1
g/Liter " 14'26 Plastische Viskosität, Scherfestigkeit, 1b/100 ft2 0 14,26 . 14 ,26 * 14,26 14,26 14,26 4^28
AP(2) , ppb 10~3 Pa.s (0,454 kg/9,29 m2) 0 1,5 1,5 0 0 0 I · β β *
g/Liter Fließgrenze, 1b/100 ft2 Nach dem 4,28 4,28 * 0 0 •
Grenzflächenaktives (0,454 kg/9,29 m2) ■ Plastische Viskosität, .0 0 3 33 3 0 0
Mittel, ppb Gelfestigkeit, 1b/100 ft2 10~3 Pa.s Walzen bei - 112 Mischen
g/Liter (0,454 kg/9,29 m2) Fließgrenze, 1b/100 ft2 0 8,56 8,56 0
(0,454 kg/9,29 m2) 67 650C während 16 Stunden, 48/115 Abkühlen auf Raumtemperatur und 37
Gelfestigkeit, 1b/100 ft2 . 16 9
(0,454 kg/9,29 m2). 56 39 — 42 51
ΗΡΗΓ-Filtrat, ml 6/11 •11 · 9 13 9 5/7 * β S ft
500 psi/400°F S * · *
(34,52 bar; 2040C) 11,0 6/10 5/8 5/9 3/7 · · 11,1 * * « · ·
Altern bei • f <
2020 10,7- 11,4 11,3 11,2 81 * t
2040C während 16 Stunden und Abkühlen auf Raumtemperatur < β
C β
766 120 592
Mischen während 5 Minuten 51
35 co
82 38 85 hO
CD
161 115 · 47 22/64 CD
CD
54/172 50/126 8/88 27 Ol
CD
—
— 45 Mlmm """""
Tabelle II (Fortsetzung)
PCI/1', ppb. Nach dem pH-Wert Nach dem c/> 5 A3 (5) 74 53 B3 (5) c3«' D3<=> I
* —1 *
* *ίπ* * '
g/Liter Plastische Viskosität, Scherfestigkeit, 1b/100 ft2 5 14,26 5 5 5 5 • * * (
APt2) , ppb 10~3 Pa.s (0,454 kg/9,29 m2) 14,26 0 14,26 18 4 14,26 1.4,26 14,26
g/Liter Fließgrenze, 1b/100 ft2 Nach dem 1,5 0 0 1/5 1,5 0 da»*
Grenzflächenaktives (0,454 kg/9,29 m2) Plastische Viskosität, 4/28 4 0 5/88 2/3 4,28 4,28 0 * I
1 1
Mittel, ppb Gelfestigkeit, 1b/100 ft2 10~3 Pa.s 3 11/41 0 0 3 4
g/Liter (0,454 kg/9,29 ra2) Fließgrenze, 1b/100 ft2 8,56 0 47 10,0, 0 8,56 11,41
(0,454 kg/9/29 m2) 16 Stunden # t ■
* J S
Galfestigkeit/ 1b/100 ft2 Walzen bei 650C während 16 Stunden, 1140 Abkühlen auf Raumtemperatur und Mischen * · *
• fe «
(0,454 kg/9,29 m3) 44 50 37 43 t ♦ *
• * Λ
HPHT-Filtrat, ml
500 psi/400°F 10 15 * 4 4 0
(34,52 bar; 2040C) CO
5/7 2/4 * 3/3 3/4 0/1 NJ
CD
10,8 10,7 * 10,7 10,2 10,2 CD
CO
Altern bei 2040C während und Abkühlen auf Raumtemperatur cn
80 474 * 108 120 1467 CD
Mischen während 5 Minuten
51. 55 65 *
14 11 10 *
ϊ
4/30 1/2 2/2 *
24 86 65 *
\
1
1
i
5 (1) Eisenchromlignosulfonat
(2) Acrylsäurecopolymer, bezogen auf 100%ige Aktivität
(3) enthält 28,53 g/Liter (10 ppb) Lignit (CARBONOX) und 85,6 g/Liter (3 ppb) NaOH
(4) enthält 14,26 g/Liter (5 ppb) Lignit
10 (CARBONOX) und 5,70 g/Liter (2 ppb) NaOH
(5) enthält 2,85 g/Liter (1 ppb) NaOH * Werte für das Messen zu hoch
Beispiel 3
Aus einem 5316 m (17.440 ft) tiefen Bohrloch wurde ein Bohrschlamiti erhalten, der Ton und ein Lignosülfonat enthielt. Der Schlamm umfaßte 70 Vol.-% Wasser und 30 Vol.-% Feststoffe, von denen 0,5 Vol.-% gelöst waren. Die ungelösten Feststoffe, die 62,7 Gew.-% des Schlamms ausmachten, hatten eine durchschnittliche Dichte von 4,06.
Der Schlamm wurde mit den in der nachfolgenden Tabelle III angegebenen Mengen Acrylsäure-Copolymer und grenzflächenaktivem Mittel behandelt sowie gemäß Beispiel 2 geprüft. Die Ergebnisse sind in der Tabelle III zusammengefaßt.
Zum Vergleich wurde der Schlamm zusätzlich mit einem Copolymer aus Maleinsäüreanhydrxt und einem sulfonierten Polystyrol gemäß der US-PS 3 730 900 behandelt. Die erhaltenen Werte zeigen, daß das Natriumacrylat-Isopropylacrylat-Copolymer gemäß der Erfindung besser ist
als das bekannte Copolymer. 25
Tabelle III
ABC D E
AP(1), ppb 1,5· O 1,5 O O
g/Liter . · 4,28 Ö · 4,28 O O
Grenzflächenaktives Mittel O O 0.0 O
MAP(2), ppb · 0 5 5 1,5 0
g/Liter ' 0 14,26 14,26 4,28 O
Plastische Viskosität, 10~3 Pa-s 27 30 34 30 27
Fließgrenze, Ib/100 ft 23 11 24 21 17
.(0,454 kg/9,29m2)
Gelfestigkeit, lb/100 ft2 10/43 7/28 13/44 10/43 10/46
(0,454 kg/9,29 m2)
pH-Wert 10,0 10,2 9,9 9,8 10,3
HPHT-Filtrat, ml ■ 18 · 26 19 20 20
500 psi, 4000F
(34,52 bar; 2040C)
Scherfestigkeit, lb/100 ft2 651 2.107 255 . 1644 1966
(0,454 kg/9,29 m2)
Plastische Viskosität, 10~3 Pa-s 32 41 ' 27 39 49' Fließgrenze, lb/100 ft2 65 71 66 48 36
(0,454-kg/9,29 m2) ■
Gelfestigkeit, lb/100 ft2 43/94 38/85 27/53 35/125 23/89
(0,454 kg/9,29 m2)
pH-Wert 8,6 9,0 9,0 9,0 8,7
HPHIHFiltrate, ml 35 62 43 36 42
500 psi, 4000F
(34,52 bar; 2040C)
(1) Acrylsäure-Copolymer, bezogen auf 100%ige Aktivität (2).Copolymer aus Maleinsäureanhydrid und sulfoniertem Polystyrol

Claims (12)

  1. Patentansprüche
    Wäßrige Bohrflüssigkeit, enthaltend eine wäßrige Phase, ein in der wäßrigen Phase suspendiertes Tonmaterial, etwa 2,85 bis 28,53 g/l eines wasserlöslichen Lignosulfonats, das ein Kation eines der Elemente Eisen, Chrom, Aluminium, Kupfer, Zirkonium oder Titan oder ein Gemisch aus solchen Kationen enthält, sowie etwa 1,42 bis etwa 14,26 g/l eines Acrylsäure-Hydroxypropylacrylat-Copolymers mit einem durchschnittlichen Molekulargewicht von etwa 5.000 bis etwa 10.000 und der allgemeinen Formel
    H H X H H = 0 I I I I p _ r- p r I L
    I     —· ο
    1     \j
    I     H C = O H C - H I I 0 0 - H I I M _ H - C - H I . I H-O- C I I H - C I H
    in der 't\ den Polymerisationsgrad, χ das. Molverhältnis von Acrylsäuresalz zu Hydroxypropylacrylat in dem Copolymer sowie M ein salzbildendes Kation in Form eines Ammonium- oder Alkalimetallions oder eines Gemisches hiervon bedeuten.
  2. 2. Bohrflüssigkeit nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß χ einen Wert von etwa 1,75 bis etwa
    2,5 bedeutet.
  3. 3. Bohrflüssigkeit nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß das Tonmaterial'einen Bentonit enthält, in dem die austauschbaren Kationen hauptsächlich Natriumionen sind.
  4. 4. Bohrflüssigkeit nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß χ einen Wert von etwa 1,9 bis etwa
    20 2,1 bedeutet.
  5. 5. Bohrflüssigkeit nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß sie eine wasserlösliche, nichtionische Verbindung der allgemeinen Formel III
    R-(X- (CH0-CH7-O)n — H) ,. (III)
    enthält, in der R einen hydrophoben Rest mit min*-
    destens 6 Kohlenstoffatomen, X eines der Struktur-30
    elemente
    0 .5 SO
    - Ό -, -S-, -C-O-, -C-S-, -C-O -,-C-N = oder.
    0 ·
    35 -C-NH-,
    η eine ganze Zahl, m eine ganze Zahl, deren Wert um die Zahl 1 kleiner ist als die Wertigkeit des Strukturelements X, y eine ganze Zahl sowie das Produkt aus n, m und y einen Wert von 10 bis 50 bedeuten.
  6. 6. Bohrflüssigkeit nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß m und y die Zahl 1 bedeuten.
  7. 7. Bohrflüssigkeit naGh Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, daß 20^n^40 ist.
  8. 8. Bohrflüssigkeit nach Anspruch 7, dadurch gekenn-' zeichnet, daß X ein Sauerstoffatom und R eine
    Phenylgruppe bedeuten.
  9. 9. Bohrflüssigkeit nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß χ einen Wert von etwa 1,75 bis etwa 2,5 bedeutet.
  10. 10. Bohrflüssigkeit nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, daß χ einen Wert von etwa 1,75 bis etwa
    25 2,5 bedeutet.
  11. 11. Bohrflüssigkeit nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, daß χ einen Wert von etwa 1,75 bis etwa
    2,5 bedeutet. 30
  12. 12. Verfahren zum Bohren eines unterirdischen Bohrlochs, dadurch gekennzeichnet, daß in dem Bohrloch eine wäßrige Bohrflüssigkeit gemäß einem der Ansprüche
    1, 2, 5, 9, 10 oder 11 zirkuliert. 35
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