DE69417015T2

DE69417015T2 - Verfahren zur schiefer- und ton-behandlung in ölbohrlöchern

Info

Publication number: DE69417015T2
Application number: DE69417015T
Authority: DE
Inventors: Kevin W. Mcmurray Pa 15317 Smith; Todd R. Coraopolis Pa 15108 Thomas
Original assignee: Clearwater Inc
Current assignee: Lubrizol Oilfield Chemistry LLC
Priority date: 1993-11-19
Filing date: 1994-11-14
Publication date: 1999-07-01
Anticipated expiration: 2014-11-15
Also published as: EP0680504A1; CA2151152C; DE69417015D1; EP0680504B1; CA2151152A1; US5607902A; WO1995014066A1

Description

Diese Erfindung betrifft das Anbohren von Untergrundsystemen für die Gewinnung von Öl, Gas und anderen Systemfluiden, einschließlich Wasser, und insbesondere die Stabilisierung von Bohrlöchern, unabhängig davon, ob sie für die Wiedergewinnung von Systemfluiden verwendet werden, wie z. B. bei Minentestlöchern. Diese Erfindung schließt die Behandlung von subterranem Tonschiefer und Ton ein, um Quellung, verursacht durch die Absorption von Wasser aus den Bohrfluiden, zu verhindern. Sie betrifft insbesondere die Verwendung von bestimmten polymeren Mitteln für die Verhinderung der Quellung von Tonschiefer und Ton in situ, durch die Absorption von Wasser, und die daraus resultierenden nachteiligen Effekte, hervorgerufen durch den Eintritt von Ton und Tonschiefer in das Bohrsystem, und die nachteiligen Effekte des Nachfallens von Tonschiefer und Ton auf die Bohrlochstabilität. Die von uns verwendeten polymeren Mittel enthalten sowohl kationische als auch anionische Monomere. Die kationischen Monomere können durch Dimethyldiallylammoniumchlorid ("DMDAAC") und die anionischen Monomere durch Acrylsäure und 2-Acrylamido-2-methylpropansulfonsäure ("AMPS") typifiziert werden. Die Copolymere sind effektiv für die oben beschriebenen Zwecke und insbesondere gegenüber Scherung unempfindlich, während sie mit anionischen Verbindungen, wie Alkoholethersulfaten und Alphaolefinsulfonat basierenden Schaummitteln, kompatibel bleiben.
Eine gute Beschreibung des Problems, das diese Erfindung angeht, im Kontext mit dem Bohren von Bohrlöchern, kann in einem Artikel von Thomas W. Beihoffer et al., mit dem Titel "Cationic Polymer Drilling Fluid Can Sometimes Replace Oil-based Mud." in Oil & Gas Journal, 16. Mai 1992, Seite 47 und folgende, gefunden werden. Dort wird ausgeführt, daß "Tonschiefer instabil werden können, wenn sie mit Wasser in der Bohrflüssigkeit reagieren. Diese reaktiven Tonschiefer enthalten Tone, die dehydriert worden waren, über geologische Zeit, durch übermäßigen Druck. Wenn das System freigelegt wird, ziehen die Tone osmotisch Wasser aus der Bohrflüssigkeit ab. Das führt zum Quellen des Tonschiefers, induziert Streß, Verlust von mechanischer Stärke und führt schließlich zu Tonschieferversagen". Das Abbröckeln von Tonschiefer in das Bohrloch ("sloughing") kann eine Last auf den Bohrer ausüben, was es unmöglich macht, ihn wieder herauszuziehen.
Salze, wie Kaliumchlorid, wurden in Bohrlochbehandlungen weitverbreitet verwendet, um das Systemmaterial aus der Natriumform, durch Ionenaustausch, z. B. in die Kaliumform zu verwandeln, welche weniger anfällig gegenüber Quellung ist. Ebenso betrifft die Verwendung von hohen Konzentrationen solcher Kaliumsalze die osmotische Balance und tendiert dazu, den Fluß von Wasser aus der hoch Kaliumsalz konzentrierten Bohrlochflüssigkeit in den Tonschiefer zu verhindern. Wie dem auch sei, es ist schwierig, die benötigten hohen Konzentrationen an Kaliumsalzen in den Bohrlochflüssigkeiten beizubehalten. Zusätzlich führt die physikalische Einführung solcher Salze zu Schwierigkeiten bei der Herstellung der viskosifizierenden polymeren Materialien, die typischerweise fürs Bohren verwendet werden. Anorganische Salze können auch negative Auswirkungen auf die Umwelt haben, wenn sie freigesetzt werden. Während in dem oben genannten Beitrag von Beihoffer die Verwendung kationischer Polymere als Zusatz zu den Kaliumsalzen in Bohrlochflüssigkeiten vorgeschlagen wird, schlagen die Autoren nicht die besonderen Polymere vor, die wir verwenden, welche, wie wir gefunden haben, insbesondere effektiv sind durch ihre Widerstandsfähigkeit gegenüber Scherung und ihre Kompatibilität mit anionischen Mitteln, ebenso wie ihre vorteilhafte Ladungsdichte.
Der Leser mag interessiert sein, an einem Beitrag von Beihoffer et al. The Separation of Electrolyte Effects From Rheological Effects in Studies of Inhibition of Shales with Natural Moisture Contents", SPE Paper 18032, der eine komplette Beschreibung des Rollofentests enthält, der unten zitiert wird.
Schaummittel, die üblicherweise bei Luftschaumbohren verwendet werden, sind im allgemeinen anionische oberflächenaktive Mittel. Solche Schaummittel sind gut bekannt und sind häufig ethoxyliert und sufatiert, wie beispielsweise Alkoholethersulfate. Diese können mit Alphaolefinsulfonaten gemischt sein und können kommerziell in Lösungsmitteln vorliegen, einschließlich organischen Lösungsmittel, die zur Gefrierwiderstandserhöhung zugesetzt werden. Polymere, die in der Gegenwart solcher oberflächenaktiver Mittel verwendet werden, müssen mit diesen kompatibel sein. Ebenso können die Scherkräfte beim Luftbohren sehr hoch sein und jedes polymere Additiv sollte fähig sein, turbulenten Fließbedingungen zu widerstehen, d. h. einer Reynolds-Zahl von bis zu etwa 500000. Die meisten der gegenwärtigen Technologien verwenden Acrylamid-basierende Copolymere, die leicht scheren, wenn sie solchen turbulenten Bedingungen unterworfen werden.
Die EP-A-0 156 030 offenbart ein wäßriges Bohrfluid, umfassend eine wäßrige Tondispersion und einen Wasserverlust reduzierenden Anteil eines Polyampholyts mit Carboxylgruppen oder eines Salzes davon.
Es ist das Ziel der vorliegenden Erfindung, ein Verfahren zur Behandlung eines subterranen Systems zur Verfügung zu stellen, zur Stabilisierung von Bohrlöchern.
Dieses Ziel wurde erreicht mit einem Verfahren zur Behandlung subterraner Systeme, umfassend Inberührungbringen des subterranen Systems mit einer wäßrigen Lösung eines Behandlungsfluids, enthaltend ein Systemkontrolladditiv, einschließlich eines Copolymeren umfassend
(1) mehr als 60 bis 95 Gew.-% eines kationischen Monomeren, ausgewählt unter
(a) Diallylammoniummonomeren der Formel (CH&sub2;=CH-CH&sub2;)&sub2;N&spplus;(CH&sub3;)&sub2;Cl&supmin;
(b) Acryloyloxymonomeren der Formel CH&sub2;=CR-COR¹N&spplus;(CH&sub3;)&sub3;A&supmin; und
(c) Acrylamidomonomeren der Formel CH&sub2;=CR-ONR¹N&spplus;(CH&sub3;)&sub3;A&supmin; sowie
(2) 5% bis weniger als 40% eines anionischen Monomeren der Formel CH&sub2;=CRCOR², wobei R Wasserstoff oder CH&sub3; ist, R¹ eine verbindende lineare oder verzweigte gesättigte Kohlenwasserstoffgruppe mit 1 bis 5 Kohlenstoffatomen ist und R² OH oder -NHR¹SO&sub3;&supmin; ist,
wodurch Permeabilitätsschädigung, die von dem Kontakt des wäßrigen Fluids mit dem System resultiert, verringert ist, unter der Maßgabe, daß besagte wäßrige Lösung keinen Ton enthält.
Weiterhin stellt diese Erfindung ein Verfahren zur Behandlung eines subterranen Systems zur Verfügung, umfassend Inberührungbringen des subterranen Systems mit ei ner wäßrigen Lösung eines Behandlungsfluids, enthaltend ein Schaummittel und ein Systemkontrolladditiv, einschließlich eines Copolymeren, umfassend
(1) 50 bis 95 Gew.-% eines kationischen Monomeren, ausgewählt unter
(a) Diallylammoniummonomeren der Formel (CH&sub2;=CH-CH&sub2;)&sub2;N&spplus;(CH&sub3;)&sub2;Cl&supmin;
(b) Acryloyloxymonomeren der Formel CH&sub2;=CR-COR¹N&spplus;(CH&sub3;)&sub3;A&supmin; und
(c) Acrylamidomonomeren der Formel CH&sub2;=CR-ONR¹N&spplus;(CH&sub3;)&sub3;A&supmin; sowie
(2) 5 bis 50% eines anionischen Monomeren der Formel CH&sub2;=CRCOR², wobei R Wasserstoff oder CH&sub3; ist, R¹ eine verbindende lineare oder verzweigte gesättigte Kohlenwasserstoffgruppe mit 1 bis 5 Kohlenstoffatomen ist und R² OH oder -NHR¹SO&sub3;&supmin; ist, wodurch Permeabilitätsschädigung, die aus dem Kontakt des wäßrigen Fluids mit dem System resultiert, verringert ist.
Bevorzugt liegt das Copolymer in einer Menge von wenigstens 10 ppm, bezogen auf das Gewicht des Behandlungsfluids, vor.
Unter den anionischen Comonomeren, die in unserer Erfindung nützlich sind, sind Acrylsäure, 2-Acrylamido-2-methylpropylsulfonsäure ("AMPS") und Methacrylsäure. Nützliche kationische Monomere, zusätzlich zu DMDAAC, schließen Methylacryloxyethyltrimethylammoniummethosulfat ("METAMS"), Acryloxyethyltrimethylammoniummethosulfat ("AETAMS"), Methylacryloxyethyltrimethylammoniumchlorid ("METAC"), Acryloxyethyltrimethylammoniumchlorid ("AETAC"), Methylacrylamidopropyltrimethylammoniumchlorid ("MAPTAC") und 3-Acrylamido-3-butyltrimethylammoniumchlorid ("AMBTAC") ein. Die von uns verwendeten Copolymere sind mit Schaummitteln kompatibel und können hoch turbulenten Fließbedingungen widerstehen.
Es ist bekannt, daß, wenn DMDAAC in einem wäßrigen Medium polymerisiert, wie in Gegenwart eines Redox-Katalysatoren, es intern zyklisiert; die von uns verwendeten DMDAAC Copolymere sind daher statistisch copolymerisierte Copolymere der Strukturformel
wobei m das molare Äquivalent von 50 bis 95 Gew.-% des Polymers ist, n das molare Äquivalent von 5 bis 50 Gew.-% des Polymeren ist und R ausgewählt ist unter Wasserstoff und Methyl und R³ der Rest der (Meth)Acrylamido- oder (Meth)Acryloxygruppe des anionischen Monomeren, wie oben beschrieben, z. B. O&supmin; oder CONHC(CH&sub3;)&sub2;CH&sub2;SO&sub3;&supmin;, ist, mit einem assoziierten Wasserstoff oder anderem üblichen Kation. Diese Materialien können Tonschiefer und Tone, die während des Bohrens getroffen werden, stabilisieren und sie sind dazu fähig bei starken Scherkräften und in Gegenwart von anionischen, kationischen oder nicht ionischen Materialien, wie Schaummitteln.
In der Literatur ist häufig dokumentiert, daß Tonschiefer üblicherweise Tone einschließen, die Schwierigkeiten verursachen können. Beispiele sind Tone der Montmorillonitgruppe (Smectit), wie Saponit, Nontronit, Hectorit und Sauconit, ebenso wie Montmorillonit selbst; die Kaolingruppe, wie Kaolinit, Nacrit, Dickit und Halloysit; die Hydrousmicagruppe, wie Hydrobiotit, Glauconit, Illit und Bramalit; die Chloritgruppe, wie Chlorit und Chamosit und zusätzlich Vermiculit, Attapulgit und Sepiolit sowie Mischschicht-Varietäten der oben genannten Mineralien und Gruppen.
Es sollte verstanden werden, daß die vorliegende Erfindung in allen Aspekten der Bedingungen und Umgebungen, beschrieben in der US-A-4,842,073, anwendbar ist.
Unsere Copolymere können ein Gewichtsmittel des Molekulargewichts im Bereich von 1000 bis 1000000 und bevorzugt im Bereich von 20000 bis 1000000 haben. Copolymere von Acrylsäure und DMDAAC können durch die Verfahren, beschrieben durch Boothe et al., in der US-A-4,772,462 sowie insbesondere gemäß dem Verweis auf Butler und Angelo JACS, V29, S. 3128 (1957) oder die in der US-Re. 28,543 vorgeschlagenen Technik, hergestellt werden. Die anderen Copolymere, hier beschrieben, können in ähn licher Weise hergestellt werden. Sie können in Mischung mit dem Stimulationsfluid verwendet werden, in einer Menge, die effektiv ist, um das System gegenüber Permeabilitätsschädigung, resultierend aus dem Kontakt mit dem wäßrigen Frakturfluid, zumindestens einigermaßen zu stabilisieren. Das Copolymer wird im allgemeinen mit dem wäßrigen Frakturfluid in einer Menge von mindestens 50 Teilen (oder mindestens 0,05%) pro einer Million Gewichtsteile des Frakturfluids vermischt. Bevorzugt ist unser Copolymer (DMDAAC/Acrylsäurecopolymer oder ein anderes hier beschriebenes Copolymer) in einer Menge von 50 bis 50000 ppm des wäßrigen Frakturfluids vorhanden, am stärksten bevorzugt im Bereich von 1000 bis 8000 ppm. Im Falle der DMDAAC/Acrylsäurecopolymere bevorzugen wir 80-95% DMDAAC zu 5-20% Acrylsäure. Sehr geringe Mengen haben zumindest einige positive Effekte. Die effektive Menge kann durch Abschätzen der Tonmenge im System bestimmt werden, unter Nutzung repräsentativer Bohrlochproben mit üblichen Standardmethoden, wie sie in der Technik bekannt sind oder durch den unten beschriebenen Rollofentest.
Das Copolymer kann mit dem Bohrfluid zu jeder Zeit gemischt werden, vor dem Kontakt des Fluids mit dem subterranen System. Es wird schnell mit den Konstituenten der wäßrigen Phase des Bohr- oder Stimulationsfluids, sowohl vor als auch nach der Hydrierung des Geliermittels, gemischt. Die am häufigsten verwendeten üblichen Geliermittel sind Betonittone, Polysaccharide und insbesondere natürliches Guar, Hydroxypropylguar, Polyacrylamid, Carboxymethylcellulose, Hydroxyethylcellulose und Xanthangummi, aber unsere Behandlungsmittel sind mit allen solchen Mitteln kompatibel, ebenso wie mit Schaummitteln, sie können ohne diese verwendet werden. Das Polysaccharid oder andere Geliermittel können in einem Kohlenwasserstofflösungsmittel verwendet werden, um ein flüssiges Gelkonzentrat zu formen. Unsere Copolymere sind auch mit solchen Konzentraten kompatibel und ebenso, wie im folgenden gezeigt, mit üblicherweise verwendeten Schaummitteln. Die Verhältnisse von Polymer zu Schaummittel können über einen weiten Bereich variieren, aber sie werden typischerweise im Bereich von 20 : 1 bis 1 : 20, bezogen auf das Gewicht, sein.
Das Bohr- oder Frakturfluid kann also beispielsweise ein Geliermittel, ein Schaummittel, KCl und unser Copolymer umfassen.
Tabelle I zeigt, daß die von uns verwendeten Polymere gegenüber Scherung stabil sind. Rollofentests wurden mit Proben durchgeführt, die Scherung unterworfen bzw. nicht unterworfen wurden. Alle Polymere wurden in einer Menge von 400 ppm eingesetzt und enthielten 2000 ppm eines üblichen anionischen oberflächenaktiven Mittels. Scherung wurde durch Herstellung einer 9,4625 l (2,5 Gallonen) Probe eines Polymers durchgeführt, welche durch einen keramischen Filter durchgeführt wurde, mit einer Druckdifferenz von 6895 kPa (1000 psi) bei einer Durchflußrate von 15,14 l (4 Gallonen) pro Minute, für 30 Minuten. Das verwendete Wasser war Lakenwasser (brine water). Die Tonschieferproben wurden gemahlen, bis sie durch ein 4,76 mm Sieb paßten und auf einem 2,00 mm Sieb zurückgehalten wurden (-4 bis +10 Mesh). Sieben Gramm gemahlenen (sized) Tonschiefers wurden mit 50 ml des Testfluids in ein Rollofengefäß (oven rolling jar) gegeben. Die Gefäße wurden im Ofen für 16 Stunden bei 51,6ºC (125ºF) gerollt, anschließend entfernt und abgekühlt. Die Kügelchen wurden auf einem 595 um (30 Mesh) Sieb gesammelt, mit destilliertem Wasser leicht gewaschen und bei 35ºC (95ºF) getrocknet, bis keine weitere Gewichtsveränderung beobachtet wurde. Die Wiedergewinnungsrate des Tonschiefers wurde anschließend kalkuliert als das auf dem 595 um (30 Mesh) verbleibende Gewicht, geteilt durch das Originalgewicht. TABELLE I
Es kann gesehen werden, daß die Materialien nur sehr gering durch Scherung beeinflußt werden. Zusätzliche Rollofentests wurden mit anderen in meiner Erfindung nützlichen Polymeren durchgeführt und die Resultate sind in Tabelle II gezeigt.

TABELLE II

Copolymer %Wiedergewinnung

88DMDAAC/12AMPS 68,1
74AETAMS/26MAA 26,3
91 AETAC/9AA 70,4
91 METAMS/9AA 84,2
In Tabelle II ist "DMDAAC", wie oben beschrieben, Dimethyldiallylammoniumchlorid, "AMPS" ist 2-Acrylamido-2-methylpropansulfonsäure, nAETAMS" ist Acryloxyethyltrimethylammoniumchlorid, nMAA" ist Methacrylsäure, UAETAC" ist Acryloxyethyltrimethylammoniumchrloid, "AA" ist Acrylsäure und "METAMS" ist Methacryloxyethyltrimethylammoniumchlorid. Die Zahlen, wie 12 und 91, stellen die Gewichtsprozente der Monomere im Copolymeren dar.
Daß DMDAAC/anionische Copolymere mit Schaummitteln kompatibel sind, ist in Tabelle III gezeigt. In Tabelle III ist das Gewichtsverhältnis von DMDAAC zu Acrylsäure in einem Testpolymer ausgedrückt z. B. als 85D/A15, was bedeutet, 85 Gew.-% DMDAAC und 15 Gew.-% Acrylsäure. Das Gewichtsverhältnis von Polymer zum Schaummitteln ist angegeben durch Poly/Fm; FW/Br bedeutet die Salzhaltigkeit des wäßrigen Trägers im Anteil von Frischwasser zu 15%iger Lake. Der Test wurde durchgeführt, um die Schaumhöhe und seine Stabilität mit der folgenden Prozedur zu bestimmen: 100 ml (cc) der Testlösung, enthaltend 0,32% der Polymer/Schaumkombination wurde in einen Waring- Mischer gegeben und einer Standarddurchmischung für 30 Sekunden unterworfen. Das Material wurde in einen 1000 ml Zylinder gegossen und sofort die Schaumhöhe gemessen. Die Halbwertzeit des Schaums wurde in Minuten und Sekunden gemessen. Die Halbwertzeit ist die Zeit, die es braucht, daß die Hälfte der Originallösung sich aus dem Schaum absetzt. TABELLE III
* Sehr geringes Molekulargewicht, d. h. etwa 1000 bis etwa 10000.
Schäumer: "p" ist eine Lösungsmittel enthaltende Mischung eines üblichen anionischen oberflächenaktiven Mittels, hauptsächlich Alkoholethersulfate und Alkylsulfonate, die ausgewählt worden sind aufgrund ihrer Fähigkeit in Frischwasser oder Lake, mit einem Salzgehalt von bis zu 5%, zu schäumen; "q" ist eine kommerziell erhältliche Mischung anionischer oberflächenaktiver Mittel, die ausgewählt wurden aufgrund ihrer Fähigkeit in Lake, mit einem Salzgehalt bis zu 23%, zu schäumen; "r" ist "Neodol 91-2,5", eine Mischung aus linearen Alkoholethoxylaten mit 2,5 Mol EO pro Mol Alkohol.
Tabelle IV zeigt ebenso die Schaumhöhen und Halbwertzeiten für vier zusätzliche Copolymere in verschiedenen Konzentrationen von Lake. In Tabelle IV gibt die Spalte, die mit Fluid überschrieben ist, das Gewichtsverhältnis von Frischwasser zu einer 23%igen Lake, verwendet im Experiment, an. In jedem Fall ist das oberflächenaktive Mittel "p" wie oben definiert. TABELLE IV
Die Bedeutung von AETAMS, AETAC und METAMS sind wie oben benannt.

Claims

1. Verfahren zur Behandlung eines subterranen Systems, umfassend Inberührungbringen des subterranen Systems mit einer wäßrigen Lösung eines Behandlungsfluids, enthaltend ein Systemkontrolladditiv, einschließlich eines Copolymers umfassend

(1) mehr als 60 bis 95 Gew.-% eines kationischen Monomeren, ausgewählt unter

(a) Diallylammoniummonomeren der Formel (CH&sub2;=CH-CH&sub2;)&sub2;N&spplus;(CH&sub3;)&sub2;Cl&supmin;

(b) Acryloyloxymonomeren der Formel CH&sub2;=CR-COR¹N&spplus;(CH&sub3;)&sub3;A&supmin; und

(c) Acrylamidomonomeren der Formel CH&sub2;=CR-ONR¹N&spplus;(CH&sub3;)&sub3;A&supmin; sowie

(2) 5% bis weniger als 40% eines anionischen Monomeren der Formel CH&sub2;=CRCOR², wobei R Wasserstoff oder CH&sub3; ist, R¹ eine verbindende lineare oder verzweigte gesättigte Kohlenwasserstoffgruppe mit 1 bis 5 Kohlenstoffatomen ist und R² OH oder-NHR¹SO&sub3;&supmin; ist,

wodurch Permeabilitätsschädigung, die von dem Kontakt des wäßrigen Fluids mit dem System resultiert, verringert ist, unter der Maßgabe, daß besagte wäßrige Lösung keinen Ton enthält.

2. Verfahren zur Behandlung eines subterranen Systems, umfassend Inberührungbringen des subterranen Systems mit einer wäßrigen Lösung eines Behandlungsfluids, enthaltend ein Schaummittel und ein Systemkontrolladditiv, einschließlich eines Copolymeren, umfassend

(1) 50 bis 95 Gew.-% eines kationischen Monomeren, ausgewählt unter

(2) 5 bis 50% eines anionischen Monomeren der Formel CH&sub2;=CRCOR², wobei R Wasserstoff oder CH&sub3; ist, R¹ eine verbindende lineare oder verzweigte gesättigte Kohlenwasserstoffgruppe mit 1 bis 5 Kohlenstoffatomen ist und R² OH oder-NHR¹SO&sub3;&supmin; ist, wodurch Permeabilitätsschädigung, die aus dem Kontakt des wäßrigen Fluids mit dem System resultiert, verringert ist.

3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei besagtes Copolymer in einer Menge von mindestens 10 ppm, bezogen auf das Gewicht des Behandlungsfluids, vorliegt.

4. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei besagtes Copolymer in einer Menge von 50 bis 50000 ppm, bezogen auf das Gewicht des Behandlungsfluids, vorliegt.

5. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei besagtes Copolymer in einer Menge von 1000 bis 8000 ppm, pro einer Million Teile des Behandlungsfluids, vorhanden ist.

6. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei das Behandlungsfluid ein Gelierungsmittel einschließt, um die Viskosität des Behandlungsfluids zu erhöhen.

7. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei das Copolymer 80 bis 95% eines Monomeren der Formel (CH&sub2;=CH-CH&sub2;)&sub2;N&spplus;(CH&sub3;)&sub2;Cl&supmin; umfaßt.

8. Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Behandlungsfluid ein Schaummittel einschließt.

9. Verfahren nach Anspruch 2 oder 7, wobei das Schaummittel in dem Behandlungsfluid in einem Verhältnis, zum Copolymeren, von 1 : 20 bis 20 : 1 vorliegt.

10. Verfahren nach Anspruch 4, wobei das Copolymer ein Copolymer aus Dimethyldiallylammoniumchlorid und Acrylsäure ist.

11. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, wobei das Gewichtsmittel des Molekulargewichts des Polymeren von 20000 bis 1000000 beträgt.