(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
油井用の水ベースの液体(fluid)が油井中を流通している、多孔性で浸透性の地層構造（formation）を通過する油井を掘削または改修する方法であって、
前記水ベースの液体が「Ｏ／Ｗ」エマルジョンではなく、
前記液体の従来の成分に加えて、１つまたは複数の、Ｃ６−Ｃ１２脂肪酸との部分ポリオールエステルが重さで０．１％未満、前記液体に添加され、該従来の成分は、濾液薄め剤、増粘剤、および増量剤であり、
酸とアルコール部分の鎖長は、前記エステルが水に十分に分散し、前記従来の成分の機能を妨げず、貯留油（reservoir oil）とエマルジョンを形成せず、前記多孔性の構造に十分に吸着されるように、選択されることを特徴とする方法。
【請求項２】
前記脂肪酸の鎖長はＣ８とＣ１０の間の範囲である請求項１に記載の方法。
【請求項３】
前記部分エステルにおいて、遊離ヒドロキシル基の数と脂肪酸によってエステル化されたヒドロキシル基の数のモル比は少なくとも１：１である請求項１または２に記載の方法。
【請求項４】
前記モル比は少なくとも２：１である請求項３に記載の方法。
【請求項５】
前記モル比は少なくとも３：１である請求項４に記載の方法。
【請求項６】
前記エステルは、Ｃ８−Ｃ１０脂肪酸とポリグリセリンとから形成される請求項１から５のいずれか一項に記載の方法。
【請求項７】
従来の成分として濾液薄め剤、増粘剤、および増量剤を含む油井用の水ベースの液体であって、
前記水ベースの液体が「Ｏ／Ｗ」エマルジョンではなく、
１つまたは複数の、Ｃ６−Ｃ１２脂肪酸との部分ポリオールエステルを重さで０．１％未満でさらに含み、
酸とアルコール部分の鎖長は、前記エステルが水に十分に分散し、前記従来の成分の機能を妨げず、貯留油（reservoir oil）とエマルジョンを形成せず、前記多孔性の構造に十分に吸着されるように、選択されることを特徴とする液体。
【請求項８】
前記脂肪酸の鎖長はＣ８とＣ１０の間の範囲である請求項７に記載の液体。
【請求項９】
前記部分エステルにおいて、遊離ヒドロキシル基の数と脂肪酸によってエステル化されたヒドロキシル基の数のモル比は少なくとも１：１である請求項７または８に記載の液体。
【請求項１０】
前記モル比は少なくとも２：１である請求項９に記載の液体。
【請求項１１】
前記モル比は少なくとも３：１である請求項１０に記載の液体。
【請求項１２】
前記エステルはＣ８−Ｃ１０脂肪酸とポリグリセリンから形成される請求項７から１１のいずれか一項に記載の液体。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】  本発明は掘削の分野に関し、より一般的には、掘削された油井の中で液体を多孔性で浸透性の岩壁と接触させて流通（circulation）させることが必要な作業分野に関する。こういった作業の間、液体に添加される、濾液を低減する添加剤の効率によって、流通液が壁の厚さに浸透する程度が大きくなるかまたは小さくなる。「濾液」（岩盤を貫通する（penetrate）液体）は油井の壁をさまざまな程度で塞ぐ可能性があることが知られている。油井が炭化水素産出領域を通過する場合、生産性が大きく損なわれる可能性がある。本発明は、油井を掘削するための、または、炭化水素の流れを油井に導きながら炭化水素産出構造の作成を開始するための排水孔で修理を行うための液体および方法を提案する。【０００２】  油井を掘削する時に使用される液体は、地層構造の圧力に対して過圧な状態で構造に沿って流通する。これによって流入現象を制限し、油井の壁の安定性を制御することが可能になる。濾過現象が発生し、濾過ケーキが形成される。流通の条件に応じて（油井内に泥水が流通しているかいないか）、外部のケーキと内部のケーキ、または内部のケーキだけが「噴出」期間と呼ばれる期間の間に形成される。この非常に浸透率の低いケーキは、構造、特に貯留岩に掘削泥水の成分が侵入しないようにする。しかし、最近の研究では、（１９９９年、ハーグのＳＰＥ構造の破損に提示された「構造の破損に関するポリマーの役割」ＳＰＥＳ４７６７、Ａ．オーディバート、Ｊ−Ｆ．アーギリエ、Ｈ．ラドバ、ウェイ  Ｐ．  ホープ）は、内部ケーキを超えて泥水の成分の一部が侵入した帯域が形成されることを示している。特に、泥水で油層を掘削する場合、泥水に含まれるポリマーの一部が内部ケーキを超えて貯留岩に侵入することが観察される。ケーキの背後に保持されないこれらの親水性のポリマーは岩の孔に吸着され、岩の油浸透率を低減する。この現象は油井の近辺ではより顕著であり、油井近くの水の飽和率が高まる原因となる。【０００３】  本発明は、より一般的には「掘削用の液体」として知られる、貯留岩を横断するために提案される、水を含む泥水の配合に好都合に適用される（たとえば、１９９４年１２月のワールドオイルの、ハリデイ  Ｗ．Ｓ．による「掘削液による構造破損の制御」と題する文献に記述されている）。【０００４】  油井用の液体は複雑な液体で、主な機能は特に掘削の間または掘削の後に油井を洗浄する（仕上げ液）ことに関与し、十分な水圧をかけて油井を安全にし、油井の壁を安定させ、ケーシングストリングまたはドリルストリングの潤滑剤の役割を果たし、または、機材を底面に設置するかまたは産出方法を実行できるようにすることである（仕上げ液）。これらの機能を実行するために、ベースとなる液体に（この場合は水である）特定の製品を添加して、たとえば、流動性、密度、清掃能力、濾液の制御などを調節する。液体と接触する岩の飽和率に直接影響を与える油井用の液体の添加剤は知られていない。
【背景技術】
【０００５】  特許文献１は、ポリアルキレングリコールと、ポリオールと脂肪酸との部分エステルであってもよいエステルとを含む、水ベースの掘削液を開示している。この開示は、液体は粘土質の頁岩と粘土の地層構造に使用することが目的であり、この液体は高い潤滑性と高い頁岩抑制力を組み合わせていると主張している。その実施例では、次の部分エステルが開示されている。【０００６】グリセリルモノオレエート
テトラエチレングリコールモノオレエート
グリセリルモノリシノレエート【０００７】  しかし、実施例７は、混合液を重さで３％未満（ポリアルキレングリコールを重さで２．２５％と、グリセリンモノオレエートを重さで０．７５％）添加しても、高い潤滑特性が得られないことをはっきりと示している。【０００８】  特許文献２は、「オイルインウオータ」（Ｏ／Ｗ）エマルジョンタイプの掘削液の油相の主な成分として、モノフアンクショナルアルコールまたはポリフアンクショナルアルコールとＣ３６までの飽和カルボン酸または不飽和カルボン酸とのエステルを使用することを開示している。【０００９】  特許文献３は、次の均質固溶体からなる、微細に分かれた固形微粒子を含む仕上げ液と改修液を開示している。【００１０】ワックス
グリセリンまたはソルビタンと高級飽和脂肪酸（Ｃ１２−Ｃ２０）との部分エステルであって、油溶性であり、界面活性剤の性質を有するもの
ポリエチレングリコールと高級飽和脂肪酸（Ｃ１２−Ｃ２０）とのモノエステルであって、水に分散し、界面活性剤の性質を有するもの
エチレンビニルアセテートコポリマー
脂肪族アルコール【００１１】  特許文献４は、均質固溶体の掘削液粒子に加えて次の成分を含む、浸透性のある地層構造の浸透率を低減する方法を開示している。【００１２】ワックス
ポリヒドロキシル化合物と高級脂肪酸（Ｃ１２−Ｃ２０）との部分エステルであって、油溶性で界面活性剤の性質を有するもの
ポリエチレングリコールと高級脂肪酸（Ｃ１２−Ｃ２０）とのモノエステルであってよい水溶性界面活性剤。【００１３】  特許文献５は、ブライン、Ｃ７−Ｃ２３脂肪酸トリグリセリド、アルコール、乳化剤、および硫黄含有化合物を含む「オイルインウォ一夕」（Ｏ／Ｗ）エマルジョンを開示している。【００１４】
【特許文献１】  英国特許出願公開Ａ−２，２８３，０３６号明細書。
【００１５】
【特許文献２】  米国特許Ａ−５，３１８，９５６号明細書（欧州特許出願公開Ａ  ０，３９８，１１３号明細書に対応）。
【００１６】
【特許文献３】  米国特許Ａ−３，８８２，０２９号明細書。
【００１７】
【特許文献４】  米国特許Ａ−３，９７９，３０４号明細書。
【００１８】
【特許文献５】  国際公開ＷＯ−Ａ−９６／４０，８３５号明細書。
【発明の開示】
【００１９】  本発明の目的は、貯留岩の破損を低減するか防ぐことができる添加剤を含む、水ベースの液体を使用する掘削方法または改修（workover）方法を提供することである。本発明の別の目的は、水ベースの液体が、直接濾液中を通過して貯留岩に十分に吸着される添加剤を含む方法を提供することである。さらに別の目的は、この液体を提供することである。
【００２０】  したがって、本発明は、炭水化物の貯留岩の中に掘削された油井で液体(fluid)を流通させる掘削方法または改修方法に関する。また、本発明は、その液体と、その液体を本発明の方法で使用することに関する。液体は水ベースであり、当業界で「オイルインウオータ」（Ｏ／Ｗ）エマルジョンとして知られている液体ではない。実際、エマルジョンは孔を塞ぎ、添加剤がケーキの中を通過できないようにする効果を有する場合があり、これは本発明の目的のうちの１つに反するためである。該液体は掘削液および／または改修液の機能に必要なすべての添加剤を含み、Ｃ６−Ｃ２２脂肪酸との部分ポリオールエステルからなるグループから選択される１つまたは複数の化合物を十分な量、重さで３％以下、好ましくは重さで０．１％未満含む。具体的には、部分エステルは好ましくは部分エステルベースの濃縮された組成物の形態で添加され、部分エステルが液体の中で１ｇ／ｌの濃度であるように添加される。
【００２１】  驚くべきことに、このような添加剤を掘削液中および／または改修液中に使用すると、炭水化物の貯留岩に掘削された油井を掘削するおよび／または改修する段階（プライマリと呼ばれる発見段階までで、発見段階自体も含む）で貯留岩の破損を低減および防止することができる。もちろん、これらの添加剤の性質は、本発明による添加剤が適合性を有する（compatible）（すなわち、本発明による添加剤が油井用の液体の他の添加剤または成分の機能を妨げない）他の添加剤を含む、水ベースの油井用液体の特定の性質に従って決定される。
【００２２】  さらに、その引火点（ＡＳＴＭ  Ｄ９２標準法に従って測定）は好ましくは少なくとも１００℃であり、より好ましくは少なくとも１５０℃である。
【００２３】  本発明で使用する部分エステルを形成するポリオールは、ジオール、トリオール、ポリオール、混合ポリアルコキシド、ポリオールの混合物を含む。
【００２４】  特に言及されるのは次の化合物である。
【００２５】グリセリン：ＨＯＣＨ２−ＣＨＯＨ−ＣＨ２ＯＨ
ジグリセリン：ＨＯＣＨ２−ＣＨＯＨ−ＣＨ２−Ｏ−ＣＨ２−ＣＨＯＨ−ＣＨ２ＯＨポリグリセリン：ＨＯＣＨ２−ＣＨＯＨ−ＣＨ２−（ＯＣＨ２−ＣＨＯＨ−ＣＨ２）ｎ−ＯＣＨ２−ＣＨＯＨ−ＣＨ２ＯＨ
上式でｎは１と８の間であり、好ましくは１と４の間である。
【００２６】トリメチロールプロパン：ＨＯＣＨ２ＣＨ２−ＣＨＣＨ２ＯＨ−ＣＨ２ＣＨ２ＯＨ
ペンタエリスリトール：Ｃ（ＣＨ２ＯＨ）４
エチレングリコール：ＨＯＣＨ２ＣＨ２ＯＨ
ポリエチレングリコール：Ｈ（ＯＣＨ２ＣＨ２）ｎＯＨ
上式でｎは２と３０の間であり、好ましくは２と１２の間である。
【００２７】プロピレングリコール：ＣＨ３−ＣＨＯＨ−ＣＨ２ＯＨ
ポリプロピレングリコール：Ｈ（ＯＣＨ（ＣＨ３）ＣＨ２）ｎＯＨ上式でｎは２と３０の間であり、好ましくは２と１２の間である。
【００２８】ポリエチレングリコール・ポリプロピレングリコール混合物。
【００２９】  本発明に使用される部分エステルを形成する脂肪酸は、Ｃ６とＣ２２の間、好ましくはＣ６とＣ１２の間、またはより好ましくはＣ８とＣ１０の間の鎖長を有する。これらの鎖は線形である場合も分岐している場合もあり、飽和の場合も不飽和の場合もあり、天然の場合も合成の場合もある。好ましくは天然で、本質的にこれらの限定の間の範囲の鎖長を有する脂肪酸の混合物が一般に使用される。
【００３０】  本発明で使用されるエステルは部分エステルである。これらは少なくとも１つの遊離ヒドロキシル基と、脂肪酸によってエステル化された少なくとも１つのヒドロキシル基とを含む。遊離ヒドロキシル基の数と脂肪酸によってエステル化されたヒドロキシル基の数のモル比は、好ましくは少なくとも１：１であり、好ましい比は少なくとも２：１、より好ましい比は少なくとも３：１である。
【００３１】  本発明で使用される部分エステルは、グリセリン分解（glycerolysis）によって、脂肪（または油）とアルコールからの直接エステル化によって、または、エステル交換によって得ることができる。脂肪が本質的に、Ｃ６からＣ２２の間、好ましくはＣ６とＣ１２の間、さらに好ましくはＣ８とＣ１０の間の鎖長を有する限り、すべての植物性脂肪と動物性脂肪が適している。脂肪（または油）と呼ばれるものには、トリグリセリド、脂肪酸、およびメチルエステルがある。また、同等のリシン（ricin）範囲も完全に含まれる。
【００３２】  本発明による添加剤の組成物は、特に岩の浸潤性（wettability）の変化に関して最高の効率のために要求される種々の性質を組み合わせる。
【００３３】  言い換えれば、添加剤の組成物は次に詳述される特徴を有する。
【００３４】油井用の液体が水によく分散する、すなわち完全に水溶性ではなくてもよいが十分に水溶性である。
【００３５】水ベースの液体と非常によく適合すること（compatibility）、すなわち、他の化合物または添加剤が提供する、該液体が必要とする性質を妨げない。
【００３６】濾液中を直接通過する（pass）ための吸着容量（capacity）、すなわち、油井の壁に形成されている可能性のあるケーキに抑制されないかまたは妨げられない容量。
【００３７】水性の濾液の山にあるとき、水性の濾液と貯留油の間にエマルジョンを形成しない。
【００３８】岩に十分に吸着される。
【００３９】  本発明の意味においては、十分な分散とは、部分エステルが水の中に分散するかまたはおそらくは溶解し、従って、液体の中では部分エステルは溶質または分散質の形態で存在しなければならない性質のこととして理解されたい（後者の場合、部分エステルはそのままの形で分散し、他の化合物または添加剤との混合物の形態ではない）。
【００４０】  発明者らは、本発明で使用される部分エステルは、他の化合物または添加剤が提供する液体の性質を妨げないことを観察した。
【００４１】  発明者らは、本発明で使用される部分エステルは、濾液中を直接通過し、かつ貯留岩に吸着される容量を有することを観察した。理論に縛られることを望まないが、発明者らは次の実施例に見られるように、この吸着作用があるため、本発明による液体、および本発明の方法でこの液体を使用することによって貯留岩の破損が低減され防止されるのであろうと考えている。
【００４２】  濾液に直接通過するための容量を保持するために、水ベースの液体は、小滴がケーキの孔を塞ぐ可能性のある「Ｏ／Ｗ」エマルジョンタイプの液体であってはならない。
【００４３】  同じ理由で、部分エステルは水性の濾液中に存在する時は、濾液と貯留油の間でエマルジョンを形成してはならない。この性質は次に記述される、好ましくはこの領域で典型的な貯留油で行われるボトル試験で容易に決定される。
【００４４】  本発明による添加剤は濃縮された形態で使用してもよいし（上記のように約１ｇ／ｌの濃度で添加することができる）、または溶剤の油（上記のように植物油または動物油、または鉱物油）中に希釈してもよい。
【発明を実施するための形態】
【００４５】  本発明の他の特徴と利点は、添付する図面が示す、限定的ではない実施例に関する次の説明を読むと明らかになろう。
【００４６】  次の実施例に使用されるポリグリセリンは次の組成を有する。
【００４７】グリセリン：約２７％（２４％と３０％の間）
ジグリセリン：約３１％（２８％と３４％の間）
トリグリセリン：約２３％（２０％と２６％の間）
テトラグリセリン：約１２％（９％と１５％の間）
ペンタグリセリン：約７％（４％と１０％の間）
すなわち、これは２と３の間程度、実際には約２．４の重合度と、平均で約４．４個のヒドロキシル基を有する。
【００４８】  ついで、ポリグリセリンをＣ８−Ｃ１０の脂肪酸でモル／モル化学量論量でエステル化して、次のようにＰＧ８／１０と呼ばれるモノ−Ｃ８−Ｃ１０ポリグリセリンの主要分布に達し、遊離ＯＨとエステル化されたＯＨとのモル比は、約３．４：１である。「Ｃ８−Ｃ１０脂肪酸」は、本質的にはＣ８酸またはＣ１０酸からなる工業用の酸であるが、天然かまたは製造工程の結果として得られるより重い酸またはより軽い酸を少量含む可能性もあると理解されたい。
【００４９】多孔性の媒体における試験
多孔性の媒体を使用した試験または実験の目的は、貯留岩を経る濾液の通過をシミュレーションし、岩に入った時の飽和率に関する液体の相互作用を調べることである。次の２種類の実験が行われる。
【００５０】（ｉ）再構成した（reconstituted）濾液を岩に通過させるシミュレーション
（ｉｉ）水ベースの泥水を岩を経て完全に濾過するシミュレーション
どちらの場合も、岩に残った水の飽和率は、油の浸透率が濾過の方向とは反対の方向になるように、変化することが観察される（逆流）。
【００５１】  実験装置は図１に図式的に示されている。
【００５２】  多孔性の媒体２をハスラー・セル１に入れる。圧迫キャップ３を使用して２ＭＰａの封圧を媒体にかける。ブライン、油、またはシミュレーションされた濾液を多孔性の媒体の中を流通させることができる。ファーマシアタイプのピストンポンプ４で注入溶液の流量を制御する。差圧センサ５をセルの入口と出口の間に置く。この装置をコンピュータ６に接続し、コンピュータ６により特に、注入液体に対する岩の浸透率を計算することができる。
【００５３】  コアサンプル２は、実験（ｉ）に関してはクラシャック砂岩から成り、実験（ｉｉ）に関してはボージュ砂岩から成る。コアサンプル２は、長さ６０ｍｍ、断面３２．７ｍｍ、細孔容積Ｖｐ約８．５ｃｍ３、気孔率約１７％という大きさを有する。
【００５４】  作業の方法は次の通りである。
【００５５】（ｉ）再構成された濾液を岩に通過させるシミュレーション
３段階が必要である。
【００５６】１）初期の状態の設定
多孔性の媒体は、貯留岩の状態と同様な状態でなければならない。すなわち、コアサンプルにブラインを飽和させ、ついで油を飽和させなければならない。
【００５７】（ａ）岩にブラインを飽和させる。コアサンプルを減圧ドライヤ内で飽和し、２ＭＰａの封圧をかけ、ブライン（４０ｇ／ｌの塩化ナトリウム、５ｇ／ｌの塩化カリウム）を、１０バールの間隙圧で４８時間に渡って１０ｃｍ３／ｈで通過させる。
【００５８】（ｂ）ブラインの浸透率を測定する。異なる流量（Ｑ：３００ｃｍ３／ｈ、２００ｃｍ３／ｈ、１００ｃｍ３／ｈ）でコアサンプルにブラインを通過させ、多孔性の媒体の端と端の間の圧力差（ΔＰ）を測定する。線Ｑ＝ｆ（ΔＰ）の傾斜によって、ブラインに対する岩の浸透率Ｋｗ（単位はミリダーシー）が計算できる。
【００５９】（ｃ）油の浸透率を測定する。ＳＯＬＴＲＯＬ１３０（登録商標）油（フィリップスケミカル社が販売する精製鉱物油で、８０℃で０．７ｍＰａ．ｓの粘度を有する）を２４時間に渡って１０ｃｍ３／ｈで注入し、ついで、流量を１００ｃｍ３／ｈから５００ｃｍ３／ｈにしだいに増加させる。回収された水の量によって、油の浸透率（Ｓｏ）と水の浸透率（Ｓｗ）が計算できる。
【００６０】  ついで油を異なる流量（３００ｃｍ３／ｈ、２００ｃｍ３／ｈ、１００ｃｍ３／ｈ）でコアサンプルに通過させ、差圧ΔＰを測定する。線Ｑ＝ｆ（ΔＰ）の傾斜により、油に対する岩の浸透率Ｋｏ（単位はミリダーシー）が計算できる。
【００６１】２）濾液侵入の段階
濾液（ブラインまたはブラインと添加剤、ブラインとポリマー、ブラインとポリマーと添加剤）をシミュレーションした溶液を１０ｃｍ３／ｈで注入する。回収された油の量によって新しい水と油の浸透率が計算できる。
【００６２】３）油井注入シミュレーション段階
１０ｃｍ３／ｈで油を逆（すなわち濾液を注入した方向とは反対方向）に注入することによって産出の開始をシミュレーションする。回収された水の量によって新しい水の浸透率Ｓｗと油の浸透率Ｓｏが計算できる。ついで種々の流量（３００ｃｍ３／ｈ、２００ｃｍ３／ｈ、１００ｃｍ３／ｈ）で油をコアサンプルに通過させ、差圧ΔＰを測定する。線Ｑ＝ｆ（ΔＰ）の傾斜により、油に対する岩の浸透率Ｋｏ１（単位はｍＤ）が計算できる。
【００６３】（ｉｉ）岩を経る水ベースの泥水の濾過
１  初期条件を設定する。操作は上述のように進む。
【００６４】２  圧力（３．５ＭＰａ）と温度の下でのダイナミックな濾過（６００ｓ−１）
コアサンプルを貯留岩の条件下で飽和させたあと、ダイナミック濾過セルの中に入れる。ついで水ベースの掘削泥水を濾過し、濾過の間に外部ケーキと内部ケーキが形成される。この実験では、単純にシミュレーションされた濾液ではなく、実際の水ベースの泥水の濾液がコアサンプルを経て通過されるので、この実験はより実際の条件に近い。
【００６５】３）油井注入
ついでコアサンプルをハスラーセルに移し、ついで、油を逆に注入することにより、上記と同様に水と油の飽和率とリターン浸透率を測定する。
【００６６】実施例１：飽和率の変化（ブライン、ブラインと添加剤）
この試験では、Ｓｗｉ（水の初期飽和率）条件で水と油の存在下にあらかじめ飽和された多孔性の媒体に、本発明による添加剤を加えたブラインまたは加えないブラインを注入する（タイプ（ｉ）の試験）。
【００６７】  結果は次の表の通りである。
【００６８】
【表１】
0005235258.tif 000002
【００６９】上の表で、
Ｓｗは水の飽和率（細孔容積に含まれる水のパーセンテージ）
Ｋｏは油に対するコアサンプルの浸透率であり、単位はミリダーシー
（ＳＩ単位系では、換算率は１ダーシー＝９．８７×１０−１３ｍ２）。
【００７０】  ブラインの中にＰＧ８／１０添加剤が０．１ｇ／ｌ存在すると、結果は次のようになる。
【００７１】
【表２】
0005235258.tif 000003
【００７２】  これらの濾過試験によって、ＰＧ８／１０を０．１ｇ／ｌ添加すると、残った水をほとんど除去できることが分かる。したがって、多孔性の媒体に注入されるブラインに添加剤を添加すると、残った水を置換することによりその飽和率を変化させることができ、油の飽和率を高めることができる。逆流後に油の浸透率も増加することに注目されたい。
【００７３】実施例２：飽和率の変化（さらにポリマーを含むブライン）
０．５ｇ／ｌのポリマー（ポリアクリルアミドＰＡＭ）の存在下に同じ実験を行って、水ベースの泥水濾液の実際の組成物に近似させる。ＰＡＭだけが存在する場合、残りの水の飽和率に変化はない。しかし、岩にポリマーが吸着され、堆積したポリマーによって孔が塞がれると、油の浸透率は下がる。次の例から分かるように、ＰＧ８／１０が加わると残りの水のほとんどが排除される。また、岩の油の浸透率の低下は、ＰＡＭだけが存在する時よりも少ないことに注目されたい。
【００７４】
【表３】
0005235258.tif 000004
【００７５】  ブラインの中に０．１ｇ／ｌのＰＧ８／１０が存在すると、結果は次の通りになる。
【００７６】
【表４】
0005235258.tif 000005
【００７７】  ポリマーが存在しても、ＰＧ８／１０を添加すると残りの水のほとんどが除去され、油の浸透率の低減が限定されると結論できる。
【００７８】実施例３：飽和率の変化（完全な配合）
実際の状態に近づけるために、ダイナミック濾過を行い、ついで油井産出の再構成をシミュレーションする（タイプ（ｉｉ）の試験）。水ベースの泥水の配合物はＦＬＯＰＲＯと呼ばれ、ＭＩ掘削流体社（米国）が市販している。
【００７９】  ＦＬＯＰＲＯの組成は次の通りである。
【００８０】ＦＬＯＶＩＳ（登録商標）：    ６ｇ／ｌ（増粘剤としてキサンタン）
ＦＬＯＴＲＯＬ（登録商標）：  ７ｇ／１（濾液薄め剤（reducer）としてスターチ）
ＨＹ−ＭＯＤ  ＰＲＩＭＡ（登録商標）：２８．５ｇ／ｌ（充填用粘土）
塩化ナトリウム：２０ｇ／ｌ
塩化カリウム：２０ｇ／ｌ
ＩＤＣＡＲＢ  ７５（登録商標）：３６０ｇ／ｌ（炭酸塩）
ｐＨ＝８
【００８１】  結果は次の通りである。
【００８２】
【表５】
0005235258.tif 000006
【００８３】  ブライン内に０．１ｇ／ｌのＰＧ８／１０が存在すると、次のような結果になる。
【００８４】
【表６】
0005235258.tif 000007
【００８５】  これらの試験は完全な配合物について行われ、飽和率に関してよい結果が得られることを確認した（１ｇ／ｌのＰＧ８／１０が存在すると、油が逆流した後残りの水の飽和率は２９％であったが、これに対して添加剤を加えない場合は５３％であった）。
【００８６】実施例４  水滴の広がり
目的は、岩の浸潤率に対する添加剤の効果を示すことである。このために、塩を加えた水溶液であって、本発明による添加剤を含む水溶液と、添加剤を含まない水溶液に浸した岩（クラシャッハ砂岩）の表面に油滴を広げて観察する。
【００８７】  実験装置（図２）は、水溶液１１（４０ｇ／ｌの塩化ナトリウム、５ｇ／ｌの塩化カリウム）、岩の支持部１２、岩の断片１３、および注射器１５で付着させる油滴１４（Ｓｏｌｔｒｏｌ登録商標））を含む晶析装置１０である。
【００８８】  作業の方法は次の通りである。クラシャッハ砂岩タイプの岩の断片を、添加剤を含む塩水溶液の中と、添加剤を含まない塩水溶液の中につるす。約４０秒浸した後、スーダンブルーで着色したＳｏｌｔｒｏｌ（登録商標）の油滴を針で岩の表面に導入する。ついで油滴の形状を、本発明による添加剤が溶液に含まれる場合と含まれない場合で観察する。
【００８９】  塩水だけの場合、油滴は丸く、広がらない（図２）。したがって、岩は選択的に水に濡れている。ブライン中のＰＧ８／１０の濃度が０．３ｇ／ｌになると油滴が岩の上で広がることが観察され、有効な製品濃度が２ｇ／ｌになると浸透する。ここには示さないが、これらの試験によりＰＧ８／１０が岩の油浸潤性を増加させることが確認される。
【００９０】  表面張力（ブライン／空気）と界面張力（ブライン／Ｓｏｌｔｒｏｌ）を２５℃で測定した。使用したブラインは４０ｇ／ｌの塩化ナトリウムと５ｇ／ｌの塩化カリウムを含む。添加剤がないと、ブライン／空気の表面張力は７２ｍＮ／ｍである。１００ｐｐｍの添加剤がある場合、表面張力は２５ｍＮ／ｍまで下がる。添加剤がない場合、ブライン／Ｓｏｌｔｒｏｌの界面張力は３８ｍＮ／ｍである。添加剤が１０ｐｐｍあると界面張力は１９ｍＮ／ｍに下がり、１５ｐｐｍでは１４ｍＮ／ｍに達する。この結果は、ＰＧ８／１０が低濃度（約１００ｐｐｍであるＰＧ８／１０のＣＭＣ（臨界ミセル濃度）より低い）の場合は、水の表面張力を２５ｍＮ／ｍに低下させることができるため、ＰＧ８／１０が明確な界面活性を有することを示している。
【００９１】実施例５：長いコアサンプルに関する試験
本発明の効率を、４０ｃｍの長い岩のサンプルについて行われた貯留岩破損シミュレーションによって示す。この実験の詳細は次の文献に見られる。１９９９年  ＳＰＥ  掘削と完成、１４  第４号、２６６ページから２７３ページの、アーギリエ  Ｊ−Ｆ、オーディバート  Ａ、ロンゲロン  Ｄによる、「新しい水ベースの掘削配合の性能評価と構造破損の可能性」。使用する岩は次の組成を有するクラシャッハ砂岩である。９４．７％の石英、２．６％のカリ長石、０．５％のクロライト、および０．７％のイライト（雲母を含む）。サンプルに加える条件は、排気率、ブラインでの飽和率、ついでＳｏｌｔｒｏｌ１３０（登録商標）油の注入率（約１０細孔容積）による、非減少水浸透率（Ｓｗｉ）として知られる。ついでサンプルの油浸透率を測定する（ＳｗｉにおけるＫｏ）。岩のサンプルを、次の条件でサンプルの前面に沿って流通する掘削液および／または改修液と接触させる。２分ごとに０．５ＭＰａの段階で０．３５から２ＭＰａの過圧力、ついで２ＭＰａで固定し、泥水を５ｌ／ｍｉｎの速度で流通させる。濾過の間、サンプルの端部で油が産出し、泥水の濾液がコアサンプルに浸入することに対応する。この試験は濾液が貫流した時、すなわち、濾液の最初の液滴がコアサンプルの端部に出てきた時に停止する。
【００９２】  ここで使用される泥水は、ＭＩ掘削流体（米国）が市販する配合物であり、６ｇ／ｌのＦｌｏｖｉｓ（登録商標）（キサンタン）、７ｇ／ｌのＦｌｏｔｒｏｌ（登録商標）（スターチ）、２０ｇ／ｌの塩化ナトリウム、２０ｇ／ｌの塩化カリウム、および３６０ｇ／ｌの炭酸カルシウムを含み（試験１）、それに試験２では０．１ｇ／ｌ  のＰＧ８／１０が添加される。
【００９３】  比較のために、これらの２つの試験の結果を次の表に示す。
【００９４】
【表７】
0005235258.tif 000008
【００９５】  ＰＧ８／１０を泥水に加えた場合、特にコアサンプルの最初の数センチメートルにおいて、リターン（return）浸透率（逆流後）に有意の差を観察した。これは、泥水に添加剤を加えた場合、逆流（backflow）の間多孔性の媒体は再び油で飽和しやすくなることを示している。従って、濾液に同伴（entrain）された添加剤が選択的に吸着部位を塞ぎ、泥水中に含まれかつ濾液に同伴されて多孔性の媒体中に入ったポリマーの吸収／保持を制限する。これによって、ポリマーが孔をふさいだり縮めたりすることが限定され、油の浸透率が向上する。
【００９６】実施例６  ケーキを経ての添加剤の通過
添加剤は掘削液または油井用の液に加えられるので、添加剤が浸透性の岩の地層構造を貫通できることが必要である。掘削液の場合、分子がケーキを経て濾液に通過できることが必要である。そこで、ケーキを経る分子の通過を調べた。次に示される試験が、ＧＲＥＥＮ  ＢＯＮＤ（ＳＢＦ社が市販するベントナイトであるＧＲＥＥＮ  ＢＯＮＤ（登録商標）を７０ｇ／ｌ、陰イオンの低粘度のセルロースポリマーであるＰＡＣ  ＬＶを１ｇ／ｌ、塩化ナトリウムを１ｇ／ｌ）、とＦＬＯＰＲＯ泥水について行われた（実施例３）。
【００９７】  まず、ＰＧ８／１０がある場合とない場合で泥水を遠心分離機にかけ、粘土のＰＧ８／１０とポリマーの吸着率を測定する。また、泥水を０．７ＭＰａで、室温で３０分濾過する。得られたすべての溶液をＴＯＣ分析にかけて、炭素の物質収支を確立しｐｐｍで表す。分子のｐｐｍと炭素のｐｐｍの間の関連性を見つけるために、ＰＧ８／１０のカリブレーションカーブが得られた。
【００９８】  Ｇｒｅｅｎ  Ｂｏｎｄ(登録商標)泥水に関する結果は、ＧＰ８／１０の３５％が粘土に吸着され、残り６５％、８４％がケーキを通過したことを示す。
【００９９】  Ｆｌｏｐｒｏ(登録商標)泥水に関しては、濾液中で測定される炭素の値に寄与するポリマーが存在するため、物質収支はより複雑である。それでもＰＧ８／１０を使用すると、主に濾液中にＰＧ８／１０が存在するため、濾液内の炭素が急激に増加する。
【０１００】  これらの試験は、ＰＧ８／１０分子の一部はケーキを通過するので、石油の地層構造における飽和率を調節するために使用できることを示す。
【０１０１】実施例７：掘削泥水の成分との適合性
この製品と泥水の種々の成分との適合性を試験した。この目的のために、添加剤を含む泥水の性質をレオロジーと濾過作用の観点で調べた。
【０１０２】  ＰＧ８／１０がある場合とない場合、老化（aging）前（Ａ−Ｖ）と老化後（Ｐ−Ｖ）の、Ｇｒｅｅｎ  Ｂｏｎｄ(登録商標)泥水とＦｌｏｐｒｏ(登録商標)泥水に関するこの研究の結果を次の表にまとめる。
【０１０３】
【表８】
0005235258.tif 000009
【０１０４】ＡＶ：見かけ粘度。単位はセンチポアズ
ＰＶ：プラスチック粘度。単位はセンチポアズ（１センチポアズ＝０．００１Ｐａ．ｓ）
ＹＶ：歩留まり値。単位は１ｂ／１００ｆｔ２
１ｇ／ｌのＰＧ８／１０を添加しても、試験した泥水の濾過特性またはレオロジーには有意の影響はなく、これは本発明が定義する添加剤が、掘削液および／または改修液の従来の成分と適合性があることを示す。
【０１０５】  実施例８：ボトル試験
油井孔におけるさらなる破損を避けるために、貯留液（ブライン、油）と泥水の濾液の間にその場所で（in situ）エマルジョンが発生するかどうかを評価することが必要である。
【０１０６】  従って、条件のうち１つは、水ベースの泥水濾液が貯留液と適合性であることである。
【０１０７】  各相の比率を変え、三成分の図をプロットする。次に説明するように、エマルジョンの形成と安定性をいわゆる「ボトル試験」で決定する。
【０１０８】  有機相のブライン（塩化ナトリウム２０ｇ／ｌ）、すなわち、貯留液を構成する貯留油層を、本発明の添加剤を含む泥水濾液と接触させる。濾液は水、塩、ポリマー（キサンタン０．５ｇ／ｌ、スターチ０．５ｇ／ｌ）からなる。貯留油８０ｍｌと水相の２０ｍｌからなる混合液Ａと、貯留池６０ｍｌと水相４０ｍｌからなる混合液Ｂとを調製する。
【０１０９】  水相はブライン（貯留液）とここに説明した添加剤を１ｇ／ｌ含む泥水濾液からなり、比率は量でそれぞれ２５／７５、５０／５０、７５／２５である。貯留油に関しては電磁攪拌機（一滴ずつ加える間に低速で攪拌し、ついで１５分間高速で攪拌する）、モデル油に関してはハミルトンビーチ（一滴ずつ加える間に低速で攪拌し、ついで１５分間同じ速度で攪拌する）で攪拌が行われる。エマルジョンをフラスコに移し、エマルジョンが破壊されたかされなかったかを観察する。
【０１１０】  １ｇ／ｌの濃度で次の添加剤を使用して結果を得る。
【０１１１】１  ポリグリセリンモノオレエート（Ｃ１８）
２  ポリグリセリンモノミリステート（Ｃ１４）
３  ポリグリセリンモノラウレート（Ｃ１２）
４  ポリグリセリンモノＣ８−Ｃ１０
５  ポリグリセリンモノヘキサン酸（Ｃ６）
貯留油は実際の油で、次の性質を有する
濃度（２０℃）：８５０ｋｇ／ｍ３
粘度（２０℃）：８．３ｃＰ
組成（ＳＡＲＡ法）
飽和分：５６％
芳香族分：３８％
レジン：６％
アスファルテン：０．２６％
いくつかの試験は、天然の界面活性剤を含まないモデル油（Ｓｏｌｔｒｏｌ１３０(登録商標)）について行われた。
【０１１２】  エマルジョンのリスクは次の表で示される（特段の記載のない限り、観察は１６時間後に行われたものである）。
【０１１３】
【表９】
0005235258.tif 000010
【０１１４】  すべての場合で、濾液中に添加剤が存在するとエマルジョンの破壊が誘発される。アルキル鎖が長いと、破壊もそれだけ速くなる。
【０１１５】  モデル油ＳＯＬＲＯＬ  １３０(登録商標)に関して行われた追加の試験の結果を次の表にまとめる。
【０１１６】
【表１０】
0005235258.tif 000011
【０１１７】  これらの結果は以前の結果を確認するものである。すなわち、添加剤は油と水相の間のエマルジョンの形成を誘導しない。
【０１１８】  さらに、攪拌なしの場合、より長い酸鎖に対応する添加剤は、軽量の白い沈殿物を形成する傾向を有し、これは溶解度の限界に近づいたことを示す。このような現象により、泥水のほかの成分との相互作用が引き起こされる可能性がある。
【図面の簡単な説明】
【図１】  多孔性の岩のサンプルに関する試験手段を示す図である。
【図２】  水滴の拡散を示すことのできるデバイスの断面図である。
【図１】
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【図２】
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