CN1235627A - 简化处理基于w/o转化乳液的工作液的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种便于处理基于含乳化剂的W/O转化乳液的可流动和可泵送的工作流体,尤其是地质勘探所用类型的相应助剂,如油基W/O转化钻井泥浆的方法,和用于简化清洗由此沾污的固体表面,如有必要,使用可流动喷雾助剂的方法,所述方法的特征在于,通过选择和使乳化剂/乳化剂体系适应于转化乳液的油相,在低于W/O转化乳液的使用温度的温度下实现可控温度的相转化,但在水相的凝固点以上且在转相温度范围内和/或低于该范围的温度下进行所述的处理和清洗。本发明还涉及该方法用于在海岸或者在海上倾倒岩屑的过程中和/或优选在此之前清洗和处理由地质勘探中覆盖有残留钻井泥浆的岩屑。

Description

简化处理基于W/O转化 乳液的工作液的方法
本发明涉及便于处理基于含乳化剂的W/O转化乳液的可流动和可泵送的工作液以及简化使用水基洗涤助剂清洗沾污固体表面的方法。在本发明的下列描述中，本发明的所述要点是参照用于地质勘探中的可流动和可泵送的流体，更准确地说相当于含有使用乳化剂的油相和水相的钻井液，来进行说明。作为这种类型工作液的特征性实施例，下文将参考钻井液和钻井泥浆而对本发明进行说明。然而，本发明改进的辅助流体绝不限于在这一特殊领域的应用。为本发明所覆盖的相关用途包括例如定位液(spottingflaid)、隔离液、封隔液、用于修井(workover)和强化以及压裂用的辅助流体。
按本发明所述的用途对于开采特别重要，尤其是有油和气埋藏的海上开采，但绝不限于这种特殊的场合。通常新的学说还可用于大陆架钻井操作，例如地热钻井、水钻井、地球科学的钻井以及采矿钻井。
现有技术
已知用于岩石中的沉井和岩屑提起的钻井液是有限增稠的可流动体系，该体系被规定为下列三种中的任一种：
纯水钻井液，油基钻井液，这种通常是以所谓转化乳液泥浆的形式使用；以及水基的O/W乳液，它在其连续水相中含有非均匀的细分散的油相。
具有连续油相的钻井液一般配制成三相体系：油、水和细粒固体。水相是以不均匀而细分散在连续的油相中。可以使用一些添加剂，包括值得特别提到的乳化剂、加重添加剂、降滤失剂、碱保留物、粘度调节剂、水溶性盐等。能找到的有关资料是：P.A.Boyd等的文章，题目是“低毒性油的泥浆中所用新的基油”，Journal of Petroleum Technology,1985,137-142和R.B.贝内特的文章，题目是“新钻井液工艺-矿物油泥浆”，Joumalof Petroleum Technology,1984,975-981。本发明在此引证作为参考文献。
即使在今天，油基W/O转化体系也毫无疑问是最安全的液体，特别是用在钻经水敏粘土层。W/O转化乳液的连续油相能在岩石钻探层的表面形成连续的半透膜，并且使岩屑进入钻井液中，以致于可定向控制水的潜在扩散。由使用W/O转化液所获得的最佳工作结果还没有其它任何种类的钻井液可比得上。但是，使用这些工作介质，从其处理及所涉及的环境污染考虑，还存在着值得注意的问题。尤其是用于大规模的场合，如海上钻井，在那里含大量积聚着覆盖有可观量W/O转化泥浆的残留物的钻屑。在海上钻井操作时，这些岩屑向来都是倒入海洋。
刚才提到的钻井液类以及原来所用的可比较组成的其它良好的工作液都是使用矿物油馏份作为油相。由此引起了值得注意的环境污染，例如钻井泥浆直接或通过钻过的岩石进入环境。矿物油不易生物降解并且在厌氧时完全不能降解，基于这种原因，被看成是长期污染。特别是在近十年以来，专家们提出了各种各样的方案，使用生态学上安全并易于降解的油相代替矿石油馏份。在相当多的专利和专利申请中，申请人都说明用于油相的可能替代物，包括这种替代油的混合物。所述文件特别描述了所选择的亲油性单羧酸酯，聚羧酸酯，在工作条件下自由流动的至少基本上是水不溶性的醇类，相应的醚和所选择的碳酸酯，参见EP 0 374 671、EP 0 374672、EP0386638、EP0386636、EP0382070、EP0382071、EP0391252、EP0391251、EP0532570、EP0535074。
然而，第三方面也提出了各种用于所述应用场合的可替代油相的方案。例如，已提出下列化合物作为W/O转化泥浆中矿物油的替代物：乙缩醛、α-烯烃(LAO)、聚-α-烯烃(PAO)、内烯烃(IO)、(低聚)酰胺、(低聚)亚酰胺和(低聚)酮，参见EP0512501、EP0627481、GB2,258,258、US5,068,041、US5,189,012和WO95/30643和WO95/32260。
目前，各种适于本发明目标的应用场合的替代油相已在实际使用。尽管如此，仍存在着更好地平衡用于有效技术程序中的三个关键参数的要求：优化工艺操作结果、优化控制生态问题的范围以及优化成本/效果比。
本发明提出的问题及其技术解决方案的概念
本发明在其最主要方案中提出的问题在于提出一种新的概念，该概念能使总的结果在基于本发明针对的应用领域内目前所存在的多方面技术知识按需要进行优化。在合理的成本/效果比下能获得高技术效率且同时能最佳地满足目前生态要求条件。这一概念提出一种广泛的工作原理，借助于专业知识，该原理可以改变因此能更好地适应于许多具体实施方案中所面对的特殊场合。
根据本发明，这一主要概念的技术解决方案在于下列工作要点的组合：
自由流动和可泵送的水基和油基多组分混合物的组成要确保，它能保证在特定的使用条件下，特别是在井内危险岩层，在连续油相中以分散水相形成W/O转化泥浆；
离开危险的岩层，尤其是在处理和消除覆盖流体剩余物的岩屑时，有可能使相逆转而形成水基的O/W乳状液。
从组合中获得下列理想的工作结果：
在工作区，特别是危险岩层，流体以W/O转化乳状液存在，按已知方式，它能在岩石表面上形成半透膜形式的必要密封层。由此获得最佳的井稳定性；
同时，本发明控制相逆转为具有连续水相和分散油相的O/W乳状液的要点，如下文阐述，正如本领域技术人员所了解的那样，使从循环的钻井液中分离出来的岩屑易于处理和消除。至少以分散形式存在的油相的主要部分，通过单独的洗涤很容易洗掉岩屑或者在海上钻井时，甚至能简单地采用向海水中倾倒，但这取决于油相的生态相容性。分散的油相可从洗液中分离出来或者在海水表面上易于进行简化的需氧降解处理。
本发明的学说将这相转化的原理通过使用钻井液循环中所涉及的工作参数，即特定使用点上钻井液的温度而付诸于实施。在井内，随着井的深度增加温度迅速提高。含热岩屑的热钻井液以相当高的温度离井。通过控制和调节预定的相转化温度，在井外任何地方，只要该处要求相转化，甚至因技术原因而所必需，则能实现W/O转化相逆转为O/W乳状液相的预定转化。这一点尤其适用于简化消除在钻孔外部所存在的和从钻井泥浆中分离的岩屑上所粘附的这种油或泥浆的成分，并使其进行简单的廉价的处理。原来存在的W/O转化相按本发明的逆转变成O/W乳状液相的相转化为这方面开辟了决定性通路。这种相逆转的具体情况在下面说明。按本发明所选择并预先在特定钻井液中规定的转相温度(PlT)参数能保证循环的钻井液在钻井过程中以必要的W/O转化乳状液状态存在。本发明的技术背景已知乳化剂或乳化剂体系借助于乳化作用而用于均化不相容的油/水相。下面通用的知识与这方面有关：乳化剂是一类在其分子结构中有亲水和亲油单元相互连接的化合物。在所述乳化剂分子或乳化剂体系中特定单元的选择和范围经常以HLB值为特征，HLB陈述了亲水/亲油的平衡。
通常，具有较强亲水成分的乳化剂或乳化剂体系会产生高HLB值，实际上，一般会形成分散油相的水基O/W乳液。具有较强亲油性成分的乳化剂或乳化剂体系会产生较低的HLB位，因此形成连续油相和分散水相的W/O转化乳液。
然而，这种描述大大地简化：
总的来说，通过混合物中的许多伴生因素能影响所用的乳化剂或乳化剂体系的效果因此能对其进行改变。在本发明的范围内，用于这种改性的已知参数具体包括水相所装载的可溶性有机和/或无机成分，例如水溶性的，更准确地是多羟基低级醇和/或其低聚物，可溶性无机和/或有机盐；乳化剂/乳化剂体系与油量的量比；最后一方面是乳化剂/乳化剂体系组成配合而另一方面是油相的分子结构。
在本发明内容的范围内，对有关O/W或W/O乳状液形成的特定乳化剂作用的特别重要的参数是多组分体系的特定温度。至少部分非离子乳化剂/乳化剂体系尤其表明这种作用明显依赖于相互不溶性的油和水相混合物中的温度。
转相温度(PIT)的上述体系参数因此是关键性的。在与其它上述体系参数配合中，所用的乳化剂/乳化剂体系会产生下列乳状液的缔合作用。
体系温度低于PIT时形成O/W乳状液，而体系温度高于PIT时则形成W/O转化乳状液。通过温度改变到另一温度范围，体系能发生相的转化。
按本发明的学说利用这一点，因此也就利用在这个参数内的自然变化。
在很热的井内部，通过选择适当的乳化剂/乳化剂体系结合所考虑的其它变量，可以保证有连续油相的W/O转化相状态。在相对较冷的外部环境下，钻井液能简单地通过降低体系温度到PIT以下而实现相转化，致使要除去的成分容易处理。总是伴随钻井液在岩石中循环的热效应，保证了体系在热岩石表面上超过PIT必要的高温范围，因而使其对这区域内的分散水成分呈惰性。
在讨论本发明技术教导的细节前，先在下面总结与温度有关的转相现象及有关转相温度(PIT)参数的重要相关文献和专业知识。根据普通公知基本知识，本发明的学说很容易理解并付诸实践。
有关水相/油相/表面活性剂三元组合体系(尤其是非离子乳化剂/乳化剂体系)的相平衡的详细计算，可在下列出版物找到：K.SHINODA和H.KUNEIDA，标题是“乳状液的相性质；PIT与HLB”，在“Encyclopediaof Emulsion Technology”,1983，第一卷，337-367。作者在其出版物中首先包括了大量的相关现有技术文献，这种含乳化剂油/水体系的转相对温度的依赖性的知识，对于理解下文所述的本发明学说特别重要。引证的SHINODA等人出版物详细地讨论了这一温度参数及其在多相体系中通过变化所引起的作用。首先，还参考了早期的专业知识，例如参考文献一览表中7-10的K.SHINODA等人的早期出版物(上述引用文献中，366/367页)。在SHINODA等人的早期出版物中，SHINODA描述了转相温度参数(PIT、HLB温度)，对使用非离子乳化剂的特定体系对温度的依赖性予以特别强调，在参考文献一览表中的7和8中。尤其还就所建立的特殊相平衡状态对多组分体系温度的依赖关系，讨论了基于油/水/乳化剂三元组分体系自由流动的混合物。在较低温度下是稳定的连续水相中具有分散油相的O/W乳状液状态，当其温度升至转相温度范围(PIT或“中间相”范围)时则发生转相。即使进一步提高温度、多元组分体系仍转相到稳定的W/O转化态，在这种状态下水相分散在连续的油相中。
在SHINODA的文献一览表中(上述的，文献31和32)，他参考了P.A.WINSOR的早期著作。在他先前引证的出版物(344-345页)中，由WINSOR杜撰的相平衡编码，即WINSORⅠ、WINSORⅢ和WINSORⅡ，涉及与温度有关的稳定相O/W-中间相-W/O:WINSORⅠ是稳定的水基的O/W相，WINSORⅡ相当于稳定的W/O型转化相而WINSORⅢ是指中间相而因此相当于转相温度(PIT)范围，正如现在通常以及本发明内容范围内所理解的。
有两种方法可测定这些不同的相，尤其是特定体系的(微乳状液)中间相(WINSORⅢ)，这两种方法相互结合是恰当的：a)通过用实验方法检测体系，尤其是通过导电率的测量，测定对温度的依赖性和相关的相变位；b)所述的特定体系的PIT可预先根据专业知识进行计算。
基本上，下面的内容可用于此方面：转相现象和有关的转相温度(PIT)发生的温度范围是其下限限制在有关O/W乳状液状态；而其上限限制在有关W/O转化乳状液状态。特定体系的实验检测，尤其是在升温和/或降温时测量导电率，可提供特定的PIT下限和PIT上限的数值，如果一方面在升温时测量导电率，而另一方面在降温时测量导电率，会具有轻微位移的可能性。在这方面，转相温度(PIT)，或者最好说成是PIT范围与先前说明的WINSORⅢ(微乳状液)中间相定义是相一致的。但是：
PIT下限(相对于O/W的限制)和PIT上限(相对于W/O转化的限制)之间的间隔通常是可控的温度范围，该范围可通过选择适当的乳化剂成分或体系能稍稍加以限制。在许多情况下，所述的温度极限差低于20-30℃，尤其，不大于10-15℃。如果转化流体，或其单个成分清楚地转化成O/W乳状液的状态，则本发明的学说能利用这些数据。然而，对于某些将在下文进行描述的实施方案来说，感兴趣的是使用较宽的转相温度范围，只要能保证钻井液在地的内部使用时的工作温度范围不仅能达到PIT范围的上限(建立W/O转化态)，而优选适当地超过。
相反，按照b)计算所述特定体系的PIT不会导致准确测量特定PIT范围的上述温度极限，但能代替以实践中实际出现的PIT范围数量级中的值。这就解释了为什么根据a)和b)结合相转变的测量在实践中是可行的原因。下列观测可用于这方面：
体系的实验导电率测量表明对于水基O/W流体来说是最佳导电率，但对W/O转化相来说一般没有导电率。如果乳液样品的导电率是在转相温度范围内的各种温度(上升和/或下降)下测量时，则上面提到的三个范围，O/W-中间相-W/O，之间的温度极限都可用数值准确测定。下面的观测可用于两个有限范围的导电率或不存在的导电率：在这两个范围之间是能精确地测定下限(可导电)和上限(不导电)的特定体系的转相温度范围。
通过导电率测量的转相温度范围的实验测量描述于相关的现有技术文献中例如EP0 354 586和EP0 521 981中所公开的。发现冷至低于转相温度范围的O/W乳液具有的导电率大于1毫西门子/cm(ms/cm)。在预定的程序条件下通过缓慢加热制作导电率曲线。记录导电率落到低于0.1ms/cm值的温度范围作为转相温度范围。对本发明的学说，也可制作降温的相应导电率曲线。在这种情况下，使用多组分混合物测量导电率，开始时，先把混合物的温度加热到转相温度范围以上然后再以预定的方式冷却。这样测量的转相温度范围的上限和下限与以前所描述的多组分混合物升温下所测部分的相应值不一样。但通常，相应的极限值彼此是如此的接近，以致于能把这个标准化的数值用于工业场合(尤其是通过平均的有关极限)。然而，根据所用的工作原理，即使是在测量过程中一方面在升温下而另一方面在降温下测量转相温度范围极限有显著差别的情况下，在下文详细说明的技术学说的实用性也能得到保证。多组分体系的各成分在其工作参数和效果中可彼此这样相互适应以致上文中所述本发明工作原理能付诸于实践，在热的岩石井眼内部，能保证有连续油相的W/O转化相状态。在较冷的外部环境中，通过温度降低到PIT以下使钻井泥浆相转化，以致使要分开的各组份易于处理。
为了减少实验中所包括的工作量，计算特定多组分体系的PIT是有用的。但是，同样还特别适用于潜在优化技术上，即乳化剂或乳化剂体系的选择及其对选择的适应性以及由技术程序其它方面所定的一方面水相而另一方面油相种类的混合。最近发展起来的相关专业知识，基本上来自完全不同的领域，更准确地说是来自化妆品的生产。根据本发明，这种通常有效的专业知识目前也能用于地质勘探和用于岩石孔内存在的含最佳油相和水相体系的处理领域内。
在这方面尤其可参考TH.TORSTER,W.VON RYBINSKI,H.TESMANN和A.WADLE的文章“用于转相乳化作用的最佳乳化剂混合物的计算”International Joumal of Cosmetic Science,16,84-92(1994)。所述文章包括详细计算指定的油相、水相和乳化剂三元组分体系的转相温度(PIT)范围是如何通过CAPICO法(转相浓度计算法)基于油相特征性EACN值计算转相温度(PIT)范围的。尤其是，FORSTER等人的文章引证了有关本发明目标领域的重要文献(见上述91-92页)以及该文实际公开内容。借助于许多实施例，说明了乳化剂/乳化剂体系的选择和优化是如何通过结合EACN概念的CAPICO法而达到调节转相温度范围优选的预定值的。
基于这种基本知识，对要实际应用的成分可预先测定其PIT值是在本发明范围内的混合物和相应的混合比，更准确地说是油相和相关的乳化剂/乳化剂体系(类型和数量)。由此建立了实施基于方法a)的实验的第一个有用的基础。通过上述PIT的计算，尤其有可能测定中间相形成范围中的下限，首先是上限。这样就显然地规定了温度极限，在这温度范围具有用于钻井泥浆与井的热内壁直接接触，以形成连续的半透膜的W/O转化范围。通常，为了保证热区所必须的W/O转化相，选择并保证具有适当安全幅度的转相温度范围这一上限，在实践中是可行的(见下列对本发明学说的解释)。
另一方面，温度应该在较低值以下降到低于W/O转化极限以致能有利地使用相逆转到O/W相的优点，使钻井泥浆的分离成分易于处理，这一点一般是能产生的。
为了完成相关专业知识的述评，可参考下列内容：近些年来，研究工作者们进行了相当的努力，通过使用含乳化剂/乳化剂体系的乳液溢流含油的岩石层而改进所谓增强油的回收。目的是使用形成中的中间乳液相(WINSORⅢ)的相应体系。由偏离本发明学说的相反目的立即就会清楚：优化O/W-W/O的平衡以在多组分体系内形成微乳状液相，会导致提高溢流时所必需的洗涤过程效率，因此提高从岩层中洗出的油相。这一点是至关重要的由于微乳液状态，可安全防止不希望出现的岩石孔隙被大油滴堵塞的现象。
本发明的目的是和通过溢流增强油回收的步骤相反：
本发明使用W/O转化乳液的目的在于通过连续油层封闭井内岩石形成的多孔表面。但同时，本发明试图借助于井外相转化而达到易于处理钻井泥浆，更确切地说是其组分。发明目的
由此，第一实施方案中，本发明涉及一种便于处理可流动和可泵送的基于含乳化剂W/O转化乳液的工作液的方法，尤其是地质勘探中所用类型的相应助剂，如油基W/O转化钻井泥浆，还涉及一种简化清洗为泥浆沾污的固体表面的方法，如有必要使用可流动的喷雾助剂，其特征在于通过选择乳化剂/乳化剂体系并使其适应转化乳状液的油相，温度控制的相转化达到低于W/O转化乳状液使用温度的温度下，尽管同时该温度控制相转化是在水相冰点以上时发生。本发明的另一特征在于处理和清洗是在和/或低于相转化温度范围的温度下进行的。
另外，在优选的实施方案中，沾污固体物质的冷却或者至少是要去除的转化乳状液的冷却达到转相温度范围(PIT)，是要在清洗沾污固体表面之前和/或过程中进行的。同时，固体，特别是粗粒固体，在增重作用下由要清洗的物质部分中至少大部被分离，所述物质在工作温度下是可流动和可泵送的。另外，沾污固体表面的洗涤是用水基洗涤助剂进行的，尤其，是用温度低于要洗掉的乳液残余物的PIT范围的冷水进行的。这种洗涤工艺可以加速，尤其是使用机械能时，为的是限制洗涤段的时间。相关细节将在下面描述。
在另一个实施方案中，本发明内容特别涉及在海岸或海上倾倒过程中和/或优选在此之前，使用所述方法以简化清洗和处理覆盖有残余钻井泥浆的岩屑。本发明的另外细节
本发明概念及其技术解决方案的说明表明，适当的乳化剂或乳化剂体系的选择及其对其它工作参数的适应性是至关重要的。特别适合这种目的的乳化剂或乳化剂体系是那些在结构中，至少部分是，优选是至少主要部分是非离子性的乳化剂或乳化剂体系，和/或是其基本分子结构中，非离子结构单元与阴离子结构单元相互键合的乳化剂或乳化剂体系。
尽管实施本发明工作原理并没有限于使用非离子乳化剂或乳化剂体系，但在下文讨论的本发明学说的一般和优选实施方案都描述为最重要的是有关使用非离子乳化剂/乳化剂体系。非离子乳化剂/乳化剂体系还特别适用于本发明原理的实际实施。水相中的盐，尤其是多价阳离子的盐，对非离子乳化剂的乳化作用的影响是比较弱的。然而，在转化钻井液中使用这种含盐水相，对于调节一方面钻井液而另一方面环绕岩石液相之间的渗透压平衡确实是重要的。非离子乳化剂/乳化剂体系能作为可流动的组分用于本发明学说的最佳实施方案中，即使在室温下或稍微的提高温度下。合适的非离子乳化剂的范围是如此广泛而且可从生态相容的天然和合成源的化学制剂中得到，特别是，可以使用水毒理学上优选的乳化剂体系。同时，关键的组分必须可廉价获得。然而，非离子乳化剂成分优选使用于本发明的主要原因在于在特定的油体系中对PIT有明确的温度依赖性，该油体系可通过混合物中的油相与乳化剂/乳化剂成分的量比另外进行控制(见上述引证的Forster等人的文章)。
在按本发明学说的最佳实施方案中，乳化剂/乳化剂体系要以这种方式适应钻井液组成所涉及的各种其它参数，以致使多组分混合物的PIT是在可以使用水相冷洗要清洁的固体表面作为下限的温度范围内。正如早已简要讨论过的，所述类型的钻井液一般含有本身可含大量溶解的有机和/或无机助剂如可溶性盐的水相，以调节和控制相互对抗的水相压力平衡以及一方面在井岩石四周而另一方面在钻井液中的渗透压。这些水相的固化温度，例如含盐的水相，明显低于0℃，例如从-10到-20℃。但是，多组分混合物的PIT或者PIT范围的优选下限约在0-5℃范围内，特别是在10-15℃的范围内，甚至于有可能在20℃。对于在PIT的下端测定PIT范围的下限的实际重要性，将在下文中结合本发明的优选实施方案将进行讨论。
下面一般和优选观测适于确定按本发明所加在冷却时发生转相的温度范围的上限。
转相起始时温度范围的上限要十分远离稳定的W/O转化乳状液范围。因此，在地质勘探时，至少低于多组分混合物工作温度3℃-5℃的转相温度范围的上限是合理的。但是，这两个温度参数之间的间隔优选是更为明显。在最佳实施方案中，所述两温度参数间的间隔优选至少在10℃-15℃，更好的至少在20℃-30℃。这一点在实践中不会产生任何特殊的困难，因为100℃和更高的温度在热岩石中当然能很快地达到。
因此，通常优选是把用于定义和确定本发明内容范围内的PIT或PIT范围的上限定在最大为100℃，或稍高些，例如110-120℃的最大值。在优选实施方案中，选择和调整PIT的上限在低于100℃的温度下，例如最高温度约为80-90℃，优选最高温度为60℃而更好的最高温度为50℃。这一点是从下列事实得到的，即具有PIT范围在约5-80℃，优选约10-60℃，更好的是在15-50℃的所述类型多组分混合物对本发明所述特别有利的。在本发明一个特别好的实施方案中，PIT可以在20-35℃范围或甚至高达40℃。这一点可通过下列的考虑进行说明：
在本发明多组分混合物的实际应用中，例如，作为地质勘探中可流动和可泵送的钻井液，钻井液连续循环向下进入岩石并充满岩屑，再次返回到钻井平台上。一般是在钻井平台上通过过筛除去岩屑，回收的可流动和可泵送的液相用泵送至储槽，来自该储槽的转化泥浆再次用泵向下打入井中。在其循环过程中，钻井液流经显著的温度梯度，即使流体和岩屑用泵往上运送也仍然是热的。与过筛有关的工艺阶段和钻井液在储槽中储存一般都将导致流体温度的下降，例如降到约40-60℃。
由于使用转相或对这些参数的PIT，本发明提供了最佳实施方案，其中循环的钻井液未经受转相，甚至在井外较冷的区域。如果体系的PIT(或PIT范围)设定并保持在预定的极限上，例如50℃，则用简单的方法就能达到目的。即使在一年冷的季节里，相当于循环中可维持用泵循环转化泥浆相的温度的下限，例如通过在储槽中相应的加热部件。但是，本发明的优点能起到加工和处理由流体中分离出来的岩屑的作用：通过进一步降低温度而达到，且如有必要，通过PIT范围的下限，致使首先微乳状液中间相形成，当温度进一步降低时，在粘着岩屑的钻井流体的部分中形成水基O/W乳状液相。这立即可以看出粘在岩屑上的残油的处理能基本上简化。
例如，在大陆架和/或最好海上勘探的钻井泥浆场所，具有PIT为50℃或低于该温度下，例如在范围为20-35℃的PIT，使用钻井泥浆是可取的。因此可以循环钻井液而没有发生相转化，因此连续作为W/O转化泥浆。但是，分离出的岩屑能更容易清洗，尤其在现场，甚至可通过直接倾倒而处理。确定这种处理步骤的优选实施方案可根据一般的专业知识。在这方面进行了下述特殊的观测：
如果覆盖有本发明配制的钻井液的岩屑，在海上钻井时就可直接倒入周围的海水中，通过海水冷却，在这些流体残留中迅速形成温度控制的转相(中间乳状液相)以及之后的O/W乳状液相。周围海水的稀释作用能达到其全部作用，致使形成的油滴不再粘附在岩石上而因此自然除去。至少一些油滴浮在海水的表面上，在那里遇到水相中的较浓的氧气因而需氧降解比较容易。
但是，在单独的工作阶段中至少有部分从油相中也能游离的待处理的岩屑优选就地实施：在调节到适于中间相的温度下，按现有技术对加强油的回收所必要的，油相特别容易洗出，致使不用过分费力使用水基洗液，例如只用相当简单的海水就能进行相应的洗涤工艺。如果进一步降低温度，则会形成O/W乳状液。因此在所述清洗工艺的潜力步骤中钻井液易于分离成水相和油相。尤其是，可流动和可泵送的部分-粘在钻井岩屑上的残余钻井流体-和待处理的岩屑之间的分离是相当方便的。不同分离原理可以彼此分开使用或组合使用。有关特点将在下文阐述。
考虑到这一点，就易于理解用于大陆架和/或优选海上地质勘探，特别是用于开采油和/或气的埋藏的优选钻探泥浆，要如此配制，以便钻井泥浆具有50℃或低于50℃的PIT，优选低于40℃，更好的是在20-35℃范围内。总的来说，要使***的PIT尤其适应这样的条件，即在该条件下使用钻井泥浆时，覆盖有钻井泥浆的岩屑在用冷水，尤其是用海水洗涤能除去大部分钻井泥浆后可被清洁，并且优选由W/O转化为O/W相。
在讨论洗涤覆盖有泥浆岩屑的水基工艺具体详情之前，先要考虑本发明内容的下列重要方面：通过温度降至PIT范围，尤其是温度低于PIT范围时实施存在的W/O转化乳状液可导致基本上简化并增强作为固体存在的岩屑和粘附在其上的乳液残留物之间的分离，不论其加入与不加入液体洗涤剂都一样。因此，液相和固相单纯的重力分离，通过在高速分离器例如相应的滗析器和/或离心机，对O/W乳状液态存在的多相物质进行处理，就能显著地提高。另外，可利用如下事实，即O/W态的乳液流动性，相对于同一多组分混合物但以W/O转化态存在下能显著地改善，或者说O/W态的相应粘度可以下降。本发明的内容在一重要实施方案中利用这一点。借助于适当调节多组分乳液的这些物理参数时，按本发明通过相转到接着的清洗步骤可达到二点，一方面满足在W/O转化乳液态中实际的要求，另一方面，达到明显提高重力分离并因而加强由要清洗的岩屑中去除存在于O/W态中的乳状液残余物。因此，当钻探过程中在W/O转化钻探泥浆中使用生态安全的油相时，待处理岩屑上的油量能降低到这种程度，以致在海上勘探时，也简单地通过倾倒就可处理岩屑，即使在钻探工艺的生态相容性必须满足严格要求的地方进行。
用于通过加强重力分离法而实际进行从岩屑固体表面上分离流体物质的方法是有广泛的专业知识。尤其是，可以使用滗析器、离心机、和/或旋风分离器的高速分离器。已知通过旋转速度的选择和控制，重力可提高到10,000-12,000。同时，保证了在大规模工艺过程中积累的待分离物质的通过量。适当分离器例如有管式离心机、无孔离心机和筛网离心机或盘式离心机式的分离器。有关的专业知识可用于这方面。滗析器或旋风分离器式的可比较的分离器同样也可以使用。使用为本领域技术人员所知类型的滗析器如螺旋输送机离心机在这方面是特别重要的。本发明内容所依据的工作已表明使用增强的重力的单纯分离，例如重力范围在1000-15,000，尤其是在5000-12,000，能使由钻探岩屑中要去除的残油达到可用倾倒法处理岩屑的程度，甚至可以不管必须严格遵守的生态要求。这对于在转化钻井泥浆中使用生态安全油相的场合是特别有利的，尤其有助于酯油基的助剂。
上述使用本发明程序的可能性，即使不使用另外的洗涤剂，也由于选择性地使用这种洗涤助剂而明显扩大。使用极为有限量的洗液可获得最佳洗涤效果。乳状钻井泥浆中的粘附残留物也几乎能完全地从岩屑上除去。
就实际实施洗涤工艺方面的相关专业知识是可得到的。下面另外的考虑是用于优化特定工艺条件的选择。理想的是尽可能限制要使用的含水洗液相的总量，并仍旧能达到最佳清洗效果，即除去粘附的油相。洗涤工艺过程可按一段或多段进行。一般说来，洗涤阶段优选限制时间，例如持续数分钟，优选最多约1分钟或更少。这方面必须考虑要洗掉物质的特殊性质。很清楚，当待清除的岩屑中存在有水膨胀性粘土时，要考虑其因吸收水分而膨胀的性质，而在基于非膨胀矿物的岩屑情况下相应的考虑就无足轻重。
在重要的实施方案中，本发明的教导结合许多用于促进和有利于固体和基于要去除的钻井泥浆残余物的乳液相之间的分离工艺的操作参数，洗涤段和加强重力分离的结合在这方面是特别合适。例如，在离心机内和在O/W乳状液范围的温度下通过沾污的岩屑的简单的离心的上述分离，可通过向要清洗的物质量另加洗液，尤其是通过喷雾，而能提高。水基洗涤助剂，在一特定的实施方案中，优选使用很简单的冷水作为清洗助剂。这种洗涤助剂可用于离心工艺中所涉及的固体物体，或全部一次或甚至分成许多连续的阶段进行。
然而，使用水基洗涤助剂改进岩屑的洗涤也可不用离心。一般的专业知识能优化冷洗工艺。在这种情况下，借助于使用机械能基本上也能使洗涤工艺加速。通常优选的是向水基洗涤剂相施加能量且以一段或数段形式在提高压力下通过喷雾洗涤而洗涤要清洗的物质。在特别有利的一个实施方案中，在本发明洗涤工艺之前，可利用相关工艺通过过筛，尤其在振动筛以去除钻井泥浆中钻井岩屑。所以，随后的洗涤步骤例如可直接在过筛后留下的很薄层的固体物质上进行。在该实施方案中，洗涤步骤例如可通过加压洗涤，洗液是通过整体锥喷嘴头，特别是以相应的压力喷嘴的形式，如有必要，甚至以多组分喷嘴的形式施加的。使用气动喷雾形式的多组分喷嘴进行洗涤是特别有效的。在这种情况下，用已知方式通过改变空气和液体压力调节一套喷嘴以产生特细或特粗的液滴。因此大的空气与液体比也是有可能的。同时，往液滴状的洗液中引入能量能最恰当地强化，进而可优化洗涤效果。这样，不仅能使使用的洗液的总量大大减少，而且还能使洗涤过程的时间明显缩短，致使在以秒计算的，例如高达20或高达40秒或更少的时间内完成有效的洗涤。在这种情况下，洗涤工艺也可在几个洗涤阶段的系列内进行，每个洗涤段的时间例如为1-10或甚至为1-15秒钟。
为了进一步强化和缩短洗涤过程，振动筛可再次用在在筛子上洗涤岩屑的场合，以致新的部分沾污岩屑表面在连续洗涤阶段中连续接触喷雾的水基洗液。
高压洗涤工艺可在例如2-200，优选10-100巴的喷雾洗液的压力下进行。喷嘴与要清洗的固体表面之间的距离例如最多为10-50cm。有效清洗效果是在限量的洗液下获得的，流量仅仅是岩屑体积的一部分。
含有从岩屑去除的乳液洗水可分离成为水相/油相和任选细粒的固相，如有必要可在涉及部分相分离例如在三相分离器中暂时贮存之后进行。对该相分离步骤有许多涉及分离相应水/油乳状液或分散液的专业知识。分离工艺可采用单纯的机械方法，特别是在高速离心机中通过重力分离法进行。依赖于所存在的O/W混合物的稳定性还可以使用相应的产生较低重力的分离器。分离器和离心机可按已知方法连续地整合在分离工艺中。
其它已知可分离含油和水的洗液的方法是众所周知的如悬浮法，特别是膜分离法。如有必要，洗液中过度强的乳状液状态可通过添加反乳化剂而预先破坏。
基本上，有可能在本发明方法的这一阶段中达到水和油相的适当分离。同样也使这样相互分离的相至少部分再次使用。例如，水相可再次回用到新鲜钻井泥浆的生产中。
本发明有关在特殊情况下所用的油相组成的高度适应性，首先从这些考虑是易于理解的。甚至对工艺生态相容性的严格要求，有关在W/O转化体系中要处理的岩屑使用油相也能满足，至今这种油相由于其生态不相容性，尤其是在厌氧条件下通过自然降解过程的不充分的降解性而不再使用。对于本发明寻求实现的用于优化三个主要参数(就合理的成本：效果比而言的技术完善和完全生态相容性)的完全新颖的可能性就这样被揭开：借助于自动化清洗和除去粘附油中的岩屑的上述可能性，使大量待降解的油相不再因海上处理而在海床上积累。在海表面的富氧区内天然好氧降解过程被活化。至少大部分的油在它们用基于冷水的液体简单的预先洗涤而倾倒之前能从岩屑中除去。
由此可以看出对本发明，揭开了潜在油相的全部至今已知的广阔范围。这样，油相或混合油相至少部分且优选至少大部分属于下面类别的油是适用于本发明的：
饱和烃(直链、支链和/或环状)，烯属不饱和烃，特别是LAO型(线型α-烯烃)、IO型(内烯烃)和/或PAO型/(聚合α-烯烃)，芳烃，萘，羧酸酯，醚，乙缩醛，碳酸酯、脂肪醇，硅油，(低聚)酰胺，(低聚)亚酰胺和/或(低聚)酮。
在这方面先前提到的羧酸酯包括一方面是一元羧酸和/或聚羧酸相应的酯，而另一方面是一元醇和/或多元醇的相应酯。在追溯到申请人所做工作的领域内，关于使用相应酯相可再次参考上面引用的出版物。然而，超越这些参考文献的公开内容，对本发明的变更方案还有如下的发现：
本文提及的多组分混合物的本发明实施方案中，尤其是相应配制的钻井液，多元醇与一羧酸形成的酯，尤其是天然和/或合成源的甘油酯首次有效地作为油相或作为部分油相而使用。在相关的现有技术出版物中，多年以来一直主张天然源的油并因而高级不饱和脂肪酸的相应甘油基三酯能用作W/O转化泥浆中的生态安全油相。在上述申请人引证的有关酯基钻井液主题的出版物中，已说明现有技术文献中的这些主张纯系理论并且未在实践中应用。意外的是，已发现使用下文详细定义的本发明体系，其中天然和/或合成源的甘油三酯可以用作钻井液或在钻井液中的油相。例如，可以使用植物性和/或动物性源(例如菜子油或鱼油)的甘油三酯，它们在生态学上和有关成本：效果比方面已引起极大的注意。改进本发明概念的技术实施中所涉及的钻井液组成(按类别和数量可选择最佳的乳化剂)明显产生这种改进的基本条件，即这种油相长期以来所要求的工艺使用，尤其是天然源的，首先获成功。
此外，就其化学结构来说，能使必要的物理参数基本上适宜于要确定的本技术工艺。这些参数将在下面讨论，就油相选择来说，最佳生态相容性当然是重要的方面，尽管不再如前那样重要，甚至也考虑法规。使用可控温度转相提供了生态安全处理部分钻井液，而钻井液至今在W/O转化基钻井液的处理中存在最大困难。
除了消除存在的困难外，按本发明还能使环境保护达到至今未知的水平。通过为转化钻井液选择在环境上特别安全的油相并借助于本发明能将降解过程的问题减至最低程度所提出的可能性，使至今未知的整个工作结果沿着本发明目的的方向而实现。注意到在这方面特别重要的是目前已知可使用按本发明采用不同油的选择混合物作钻井流体油相的特殊优点。因此，有可能使用厌氧和/或好氧不易降解油的混合物，也有可能使用厌氧和/或好氧易降解油的混合物，以按本发明优化的岩屑处置的形式，代表了实现本发明总优化目标的重要步骤。
在这方面，将初步讨论改进所述W/O转化体工艺技术的另外可能性。在现有技术范围内也还有可能实现的重要建议：
目前，常规W/O转化体系，尤其是相应的钻井液含有油相量按油相与水相体积比至少为50％(体积)。油相含量按油/水混合物体积计通常相当高，例如在70-90％数量级内。尽管相关文献也提到了低油转化流体，但这些较低油混合物在实践中不起作用，尤其是在目前所提出的具有充分生态相容性的体系中。
在起初已经指出相转化温度范围是取决于油相与乳化剂/乳化剂体系，尤其是非离子乳化剂/乳化剂体系的量比。目前，使用的乳化剂/乳化剂体系的量(基于油相量)越大，调节PIT的温度范围通常要进一步降低。同时，W/O转化乳液的稳定性在实际上将急剧提高，致使在特定油/水混合物中的有效量比的范围大大扩大。在下列范围内的水基相(W)与油相(油)的量比(按体积份数计)易于形成多相，优选的可泵送的混合物：90-10W∶10-90油。85-20W∶15-80油的混合比为最佳。
注意在下文定义的乳化剂/乳化剂体系，将有可能易于使用含W相量至少为30-40份(体积)或甚至至少50份(体积)，例如量为55-85份(体积)的W/O油混合物。因而油相从数量上甚至可变成小量成分，例如其量至少为10-15份(体积)且优选为20-50份(体积)(基于W和油的总量)，保证在岩石中主要温度下有稳定的W/O转化条件。在这种情况下，按本发明的优选多组分混合物是那些由30-35％或更多，优选40％或更多，更好的是由50％或更多的(基于W/油混合物，按体积％计)配制的水基相。水相占优势的混合物是特别重要的，其量可高达85％(体积)，更准确地说，55或60-80％(体积)的水基相是最好的。因此，本发明还包括大大降低油相含量的W/O转化钻井液，油相含量基于液相不超过20-40％(体积)，但同时能满足实践中所述的要求，处理再次变得相当容易的这一事实立即变得明显。有关乳化剂，特别是所控制温度相转化的非离子乳化剂的化学特性以及含有相应非离子成分的乳化剂体系的特性有大量的教科书和其它有关的资料。甚至上面引证的SHINODA等人在“乳状液工艺大全”，1983年，卷1，337-367页的文章，列出了100种以上特定代表性的乳化剂，其中大部分可分类为非离子乳化剂。在相关的表中(上述引用文中的表4)，特定化学成分伴有其HLB值。该表尤其包括从1到20的HLB值。由戈顿L.霍利斯(GordonL.Hollis)在“Surfacants Europa”，第三版，“The Royal Society ofChemistry”，尤其是在第四节，非离子表面活性剂(Nonionics)(139-317)页的文章可代表相关现有技术文献。另外，非常广泛的相关文献还可通过例如以书的形式出版的下列出版物表示：M.J.希克(Schick)“非离子表面活性剂”(“NONIONIC SURFACTANTS”,Marcel Dekker,INC.,New York,1967)；H.W.Stache“阴离子表面活性剂”(“ANIONIC SURFACTANTS”,Marcel Dekker,INC.,New York,Basel HongKong)；Dr.N.Schonfeldt“Grenzflaenenaktive Ethyleneoxid-Addukte”,Wissens-chaftlicheVerlagsgesellschaft mbH,Stuttgart 1976。
根据至少部分非离子乳化剂或乳化剂体系的这种广泛知识，有可能基于开始时引证的(SHINODA等人和Th.Forster等人)专业知识计算指定油、乳化剂或乳化剂混合物和水相的混合物的转相温度范围。因此，对按照本发明把几个另外确定的因素优选用于乳化剂或乳化剂体系的选择将在下文中进行讨论。
已经证明，在多组分体系的特定混合物中使用供控制和适应必要的转相温度(PIT)范围用的多组分乳化剂体系是有用的，尤其要考虑油相在类型和数量方面的选择和可溶组分在水相中的量。含有至少一种主乳化剂成分以及辅助乳化剂一起的混合物是有利的。另外的优选实施方案含有主乳化剂成分，除了适合控温度转相外，还具有较高的HLB值。具有相应HLB值范围在约6-20，优选范围在7-18的成分已证明是合适的、主要的非离子乳化剂的成分。这些主要的成分优选与亲油性较高的辅助乳化剂一起使用，辅助乳化剂与特定的(多)主乳化剂成分比较，具有较低的HLB值。因此，有效的辅助乳化剂首先落入低于上面提到的(多)主乳化剂成分范围的HLB范围内。适宜的辅助乳化剂也可落入这个HLB范围，尽管它们通常具有低于(多)主乳化剂成分的值，这些乳化剂均以其各自的HLB值存在于混合物中。
下面的变更方案已证实对本发明付诸实施特别有利。在按本发明的一个重要实施方案中，目前实施所用的W/O乳状液，尤其是在油基的转化钻井液中，能在本发明的乳化剂混合物中进行相对高亲油性助乳化剂的功能。发现当今能大规模使用的油基转化泥浆的这种W/O乳状液实例，是来自长链脂肪酸的一种阴离子改性的低聚氨基酰胺的化合物。这些成分在有石灰存在下形成的，钙盐具有显著的乳化作用。按本发明的意义与主乳化剂成分的混合物中，它们变成本发明有关类型体系的有效辅助乳化剂。本发明所述的这一变更方案值得特别注意的这一事实立刻就能明白。现有涉及油基W/O转化乳化液或相应的钻井泥浆组成的专业知识可大量被保留。本发明所述可简单地通过添加一种或多种能在W/O转化体系中控制温度转相的上述定义种类的另外乳化剂成分。对所述类型的已试验和检验过的多组分体系进行改进以满足本发明所述要求，因而能大大简化。
可以认为下列因素对实施本发明内容是特别重要的：
合适的油相包括在乳化剂体系和油相的组合物中同时具有有明确助乳化剂作用的化合物。这种化合物的传统实例是天然和/或合成源的亲油性脂肪醇。在使用情况下具有合适的流动性，则它们就能成为油相有价值的部分甚至能是油相的全部。同时，它们通过在PIT范围提供必要的降低而影响所加亲油性较强的主乳化剂成分。已知这种醇是生态学上安全的成分。它们既可好氧又可厌氧地进行降解。它们和其它油成分的混合物，特别是和不具同样易降解性的油成分的混合物，为促进本发明寻找的总优选技术提供有价值的结果。但是，从文献上了解的其它油相，是具有高极性的内在基团的亲油性为主的油相，也能发挥出相应的助乳化剂作用。作为这类油相的实例可以提到(低聚)酰胺，(低聚)亚酰胺和(低聚)酮。
从范围很宽的非离子乳化剂中，可以按本发明规定特别合适的主乳化剂成分和/或助乳化剂至少是下列种类中的一种：
含亲油残基和能烷氧基化的天然和/或合成源的基本分子的(低聚)烷氧基化物，特别是低级烷氧基化物，其中相应的乙氧基化物和/或丙氧基化物是特别优选的，相对于分子中存在的亲油基团，烷氧基化物基团的长度按已知方式决定亲水与疏水性能的特定混合比和HLB值的有关规定。上述类型的烷氧基化物已知是非离子乳化剂，即在烷氧基化物的残基上具有游离的末端羧基，尽管相应化合物也可以通过例如酯化和/或醚化进行封端。
适于本发明目的的另一类重要非离子乳化剂是特别含有2-6个碳原子和2-6个OH基的多元醇和/或其低聚物与含有亲油性残基的酸和/或醇的偏酯和/或偏醚(partial ether)。特别合适的这类化合物是那些另外还含有(寡)烷氧基基团，尤其是***其分子结构中的相应的寡乙氧基。在基本分子中有2-6个OH基的多官能醇和从其中衍生的低聚物，尤其是二醇和/或三醇或其低聚产物，特殊重要的是二元醇和丙三醇或其低聚物。但是，本文概括所提及的其它多元醇，如三羟甲基丙烷、季戊四醇等直到苷或其各自的低聚物都同样可以和含亲油性基团的酸和/或醇起反应的基本分子，因而在本发明范围内是重要的乳化剂成分。多元醇的偏醚还包括环氧乙烷/环氧丙烷/环氧丁烷嵌段聚合物型的已知非离子乳化剂。
相应乳化剂成分的另外实例是早已提及的长链醇、天然和/或合成源的脂肪醇的烷基(聚)苷和烷基醇酰胺、氧化胺和卵磷酯。所存在的市售烷基(聚)苷化合物(APG化合物)在本发明范围内是乳化剂成分，特别值得注意的因为属于此类的乳化剂表明有显著的生态相容性。其它主乳化剂成分，例如具有相当显著转相性质的非离子表面活性剂化合物，也可部分使用例如用于控制转相到本发明限定的温度范围。可以选择这类别的主乳化剂成分，例如从早已重复提到过的低聚烷氧基化化合物，尤其是从相应的低聚乙氧基化物类型的化合物。但是，改进转相性质的控制能力的这种变更方案也可通过APG成分本身相应的低聚烷氧基化而获得。然而，通过适当选择作为主乳化剂和辅助乳化剂的APG类型和数量，例如常规W/O转化乳化剂，能再满足本发明的要求而无需任何其它的乳化助剂。
不求其完整性，由下面所列合适乳化剂成分种类提出的代表有：含亲油基团基本分子的(低聚)烷氧基化物可以从下面含亲油基团基本分子类中所择代表衍生的：脂肪醇、脂肪酸、脂肪胺、脂族酰胺、脂肪酸和/或脂肪醇的酯和/或醚、链烷醇酰胺、烷基酚和/或其与甲醛的反应产物以及含有亲油基团的载体分子与低级醇盐的其它反应产物。正如早已提到的，特定反应产物也可能至少部分是封端的。多元醇的偏酯和/或偏醚的实例是和脂肪酸的相应偏酯，其中例如甘油单酯和/或二酯类，乙二醇单酯，低聚多元醇的相应的偏酯，山梨醇偏酯等以及含醚基团的相应化合物。这方面可以有很多的专业知识。所述偏酯和/或偏醚也可以是(低聚)烷氧基化反应的基本分子。
如上所述，对于本发明内容来说关键性的因素是多组分混合物中所用乳化剂/乳化剂体系的数量要适应于其中油相的百分含量。由此，优选乳化剂量基于油相为1％(重量)或更大，优选范围在5-60％(重量)。实际上，下列数量范围证明特别适用于本发明所用(基于油相)乳化剂/乳化剂体系：10-50％(重量)，优选15-40％(重量)和更好的是20-35％(重量)。因此，与本发明目标领域内所用的常规W/O转化乳状液体系相比，乳化剂的用量是比较多的。然而，这未必是缺点。一方面，水/油混合物中油的必要量相对于没有必要容忍缺点的现有含量可大幅度减少。另一方面，前面讨论过的情况已考虑过，即选择的油相，例如脂肪醇，能完成两种功能，因而，它既是油相而同时又是本发明配制体系中的助乳化剂。可以看出就本发明提出问题的意义来说，体系和方法优化的新原理全部都是从这方面产生的。
除了前述观测外，对油相的选择还有下面另外的说明。开始时无乳化剂的油相，在含水乳状液相中应至少是以不溶为主，并且即使在室温下也应优选是可流动和可泵送的。油相的闪点约50-60℃，优选在80-100℃范围或更高，更好的是120℃或更高，这是理想的和优选的。同样有利的是使用0-10℃下Brookfield(RVT)粘度不超过55mPas，优选不超过45mPas的油相，参考所引用的有关现代W/O转化乳状液的相关文献，尤其是申请人在上面引证的欧洲专利和专利申请的公开内容，在此特地引入以作为本发明公开的一部分。
同样还可用于水相、油相、乳化剂和作为钻井泥浆配制的通用添加剂的混合物。在一个特定的实施方案中，作为钻井泥浆配制的混合物在介于中间乳状液相和W/O转化范围之间的极限以上10-15℃温度下，具有不超过100mPas的塑性粘度(PV)。优选钻井泥浆是具有PV不超过80mPas，更好的是30-45mPas范围的相应钻井泥浆。按本发明配制的钻井泥浆的屈服点(YP)在介于中间乳状液相和W/O转化范围间的极限以上的10-15℃温度下不应超过80磅/100英尺2。优选的屈服点不大于50磅/100英尺2，更好的是在4-5磅/100英尺2以上，例如在10-25磅/100英尺2的范围。
用于实施本发明内容的自由流动助剂的适当总组成也是通过现代实际必要性而确定的。在这方面，也可参考本发明说明书中所引用的大量现有技术文献，尤其是有关W/O转化流体。因此，本发明相应的混合物，例如作钻井泥浆，另外可含有用于本领域的一般助剂，如增稠剂、降滤失剂、细粒加重材料、盐、任选碱保留物和/或杀生物剂。用于本发明的钻井流体配方的其它项目，可在例如EP374672中找到。水相中水溶性甲基苷化合物的使用同样落入本发明的范围内，见例如PCT WO94/14919。
现在将要讨论这方面的详细特征。尽管基于所述专业领域的专业知识，但这一特征通常无助于已知W/O转化钻井液的组成。
已知水基乳状液泥浆，尤其是O/W型的钻井液，对分散固体不希望有的沉积，即使在较低温度下，通过水溶性聚合物化合物的存在也能进行稳定化。实际上，天然和合成源的水溶性聚合物化合物适合此目的。在这一方面可以使用相关的专业知识。
根据本发明，钻井液基本上也可以在使用点的外部进行冷却，以使达到流体能经过转相而成为O/W乳状液。有关的规则也可用于体系的适当稳定化方面，尤其考虑使用所述稳定化的水溶性聚合化合物和/或水膨胀性粘土。它们在热工作区内的W/O转化相中的存在是不成问题的。
有关本发明目标类型的钻井液组成的详细信息资料，特别是，水基或油基钻井液和在这方面实施时所用助剂均能找到，例如，在上面引证的乔治R.格雷和H.C.H达林的书中，标题是“油井钻井液的组成与性能”，第4版，1980/81,Gulf出版公司，休斯敦，见特定章节1“钻井液的导言”和第11章“钻井液组分”(by George R.Gray and H.C.H.Darley entitled”Composition and Properties of Oil Well Drilling Fluias”,4th Edition,1980/81,Gulf Publishing Company,Houston)。
不管本身已知的所有助剂的存在，所有助剂液体，尤其是本发明内容范围内的钻井液的特性都保留着：由于乳化剂/乳化剂体系就其类型和数量的正确选择与配合，尤其是由于所用油相的特性，使其在与岩石内部接触和在高运行温度下，至少在热岩石和乳液之间接触表面时，在中间乳状液相上面形成W/O转化相。在岩石的工作区外面，温度下降，该处存在的钻井液的各部分性能，通过上述参数选择和配合使用各种方式，以整体或个别再成为可控制的。最后，正如开始所说明的，本发明所追求的目的能以至今未知方式达到。
下面的实施例用来说明按本发明内容的特定实施方案而不是以任何方式对其进行限制。
                       实施例
下面实施例1-7包含普通的配方，其特征在于油相和水或水相和乳化剂或乳化剂体系的基本体系。实施例1的配方被限制在这些基本成分中，钻井泥浆的标准添加剂用于实施例2-7中。
在概述这些实施例的表中，为特定体系选定了转相温度范围(PIT/℃)的确定值。PIT范围的特征在于其下限和上限温度极限。
转相温度是用实验方法通过测量含水乳液的导电率作为温度函数而确定的。实验程序的详细资料可在EP0 345 586和EP0 521 981的一般说明书中找到。
在这些实施例的配方中，所用的一些成分是用它们的商品名表示：油相Cetiol OE         基于二-正-辛基醚的醚油OMC 586           基于棕榈油的基本饱和脂肪酸和2-乙基己醇的酯的混合
              物的油相，其中绝大部分都可回到C12/14脂肪酸Mineralol Ha-359  转化钻井液用的低级芳香族矿物油馏份乳化剂：Dehydol LT 5      C12-18脂肪醇·5EOCETIOL HE         基于聚氧化烯甘油单可可酸酯的多元醇脂肪酸酯DEHYMULS SML      山梨糖醇单月桂酸酯Eumulgin EP4      油醇·4EOLutensol TOS
  和TO 7      异三癸醇·5EO和·7EODehydol 980       C10-14脂肪醇·1.6PO·6.4EORS 1100           大豆多元醇85·61EOEz-Mul NTE        W/O转化乳化剂，BAROID的产品，Aberdeen助剂：GeltoneⅡ         亲有机的膨润土Duratone          亲有机的褐煤Tylose VHR和CMC E HVT         基于羧甲基纤维素的冷水可溶性聚合化合物Natrosol Plus     基于羟乙基纤维素(HEC)的冷水可溶性聚合化合物
表中另外所列的添加剂由其化学表示，本身很明显。实施例1
使醚基油相和水或5％(重量)CaCl2水溶液的混合物使用非离子乳化剂以通用方式等量均化。然后测量作为温度函数的乳状液的导电率而因此测得转相温度范围。下列数据用于这方面上：
    (a)     (b)
Cetiol OE     45.0     45.0
Dehydol LT5     10.0     10.0
蒸馏水     45.0
CaCl2水溶液(50％)     45.0
PIT/℃     69-81     59-68
实施例2
PIT范围的依赖性基本上可比较，但改进体系仍以三个对比试验进行测定。
在所有的三个试验中，醚油相和乳化剂都与实施例1的化合物相当。然而，通常用于加重的钻井泥浆的助剂作为添加剂而与油相和乳化剂一起混合。本例三个试验的差别如下。实施例2a
等量(重量)的油相和水相(5％CaCl2)。实施例2b
油相相对于水相的百分比大大降低(12份(重量)油相对41份(重量)水相)。该配方不含冷水可溶的增稠剂。实施例2c
保留实施例2b的基本配方，但有下列改变：水相CaCl2的盐含量从5％(重量)提高到30％(重量)。另外，使用冷水可溶性聚合化合物以增稠水相，甚至在低温下。
测定所有混合物的转相温度(PIT)。此外，在温度明显低于PIT范围时第一次测定混合物的粘度(25℃下的粘度)再在温度明显高于PIT范围时第二次测定混合物的粘度(90℃下的粘度)。
  (a)   (b)   (c)
Cetiol OE     25.07     12.0     12.0
Dehydol LT5     5.57     2.67     2.67
膨润土     0.20     0.20     0.20
GeltoneⅡ     0.40     0.40     0.40
Duratone     0.60     0.60     0.60
Tylose VHR     0.10     0.10
Natrosol Plu GR 331 CS     0.20
重晶石     43.0     43.0     43.0
CaCl2(5％)水液     25.07     41.03
CaCl2(30％)水液     40.93
PIT/℃     55-65     54-61     47-49
在25℃下的粘度(100/s)mPas     120     7     380
在70℃下的粘度(100/s)mPas     40     140     60
稳定性    沉积慢    沉积快    沉积慢
在本例中通过提高水相的盐浓度而PIT范围的明确降低(实施例2c对照实施例2b)是明显的。通过使用少量的HEC基的聚合增稠剂，使以水基O/W乳状液相形式的多组分混合物在低于PIT的温度下(实施例26)达到了较低粘度。实施例3
实施例3a和3b变更了特定多组分混合物的油相。使用酯油OMC586。按照实施例2的基本配方，油相和水是等量使用(实施例3a)而O/W比再次急剧地降低(实施例3b)。测定两种混合物的转相温度范围。
    (a)     (b)
OMC586     25.07     12.0
Denydol LT5     5.57     2.67
膨润土     0.20     0.20
GeltoneⅡ     0.40     0.40
重晶石     43.0     43.0
Duratone     0.60     0.60
CMC E HVT     0.10     0.20
CaCl2(30％)水溶液     25.07     40.93
PIT/℃     50-53     49-52
稳定性     沉积慢     沉积快
实施例4
使用实施例3b的配方配制基于醚油的钻井液并测量转相温度范围。在下表中，所测的两个值分别表示升温“向上”的PIT/℃和降温“向下”的PIT/℃。
将这种多组分混合物的另外的样品通过在滚筒式干燥箱内处理16小时而通常地进行老化。一个样品(实施例4b)在250°F温度下老化而另一个样品(实施例4c)在300°F温度下老化。
再测定老化过的样品各自转相温度范围(“向上”和“向下”)，下表表明，尽管老化对PIT范围有些影响，但从实际应用观点来看是在可接受的极限性内保留差距。
   (a)新配制的      (b)在250°F下老化16小时      (c)在300°F下老化16小时
OMC 586     12.0      12.0      12.0
Dehydol LT 5     2.7      2.7      2.7
膨润土     0.2      0.2      0.2
Geltone Ⅱ     0.4      0.4      0.4
Duratone     0.6      0.6      0.6
Natrosol Plus GR330 CS     0.2      0.2      0.2
重晶石     43.0      43.0      43.0
CaCl2(30％)水液     40.9      40.9      40.9
PIT/℃(向上)     47-49      28.34      32-35
PIT/℃(向下)    44-47      21-22      23-34
实施例5
在下面两种混合物中，油相再次变更且为线性α-烯烃“LAO(C14/16)”，它在市场上可买到且在实施中用作W/O转化钻井液的油相。
按与实施例3相同的方法，两种钻井液，一方面含有比值为1∶1的油相和水相(实施例5a)，另一方面，对同一乳化剂以急剧减少含量的油相相互进行比较。测定的转相温度范围.PIT/℃(“向上”)和PIT/℃(“向下”)与下表中的特定配方有关。
    (a)     (b)
LAOC14/16     25.1     17.0
DEHYDOLLT5     5.6     3.8
膨润土     0.2     0.2
GeltoneⅡ     0.4     0.4
Duratone     0.6     0.6
Tylose VHR     0.1     0.1
重晶石     43.0     43.0
CaCl2(30％)水液     25.0     35.0
PIT/℃(向上)     39-44     23-45
PIT/℃(向下)     39-43     38-42
实施例6
在下面的混合物中，变更乳化剂体系但保留实施例5的油相。在本例中使用比较亲水的多元醇脂肪酸酯Cetiol HE和相当疏水的助乳化剂(Dehymuls SML)的乳化剂组合物。
实施例6a和6b使用1∶1的油相与含水盐相比且另外使用等量的添加剂，但改变混合乳化剂组合物的两种组分的比例。测定的转相温度范围-PIT/℃(“向上”)和PIT/℃(“向下”)的对比表明PIT范围通过改变乳化剂组分间的量比可明显提高。因此PIT范围能更好地适于满足所要求的标准。
正如在前面的实施例中，实施例6c的配方再次朝向较低油混合物而改变油水比，尽管在本例中不仅在热水中要保证实施时所必须的W/O转化范围，而且在钻井液循环的较冷外部也应如此。
    (a)     (b)     (c)
LAO C14/16     25.1     25.1     17.0
Cetiol HE     3.0     4.0     2.71
Dehymuls SML     2.6     1.6     1.08
膨润土     0.2     0.2     0.2
GeltoneⅡ     0.4     0.4     0.4
Duratone     0.6     0.6     0.6
重晶石     43.0     43.0     43.0
CaCl2(30％)水液     25.1     25.1     35.01
PIT/℃(向上)     13-18     20-30     15-27
PIT/℃(向下) 7-9 20-26 18-22
实施例7
使用实施例6的乳化剂混合物和基于酯油OMC586的油相，两种钻井液体系是以两种转相温度在约20-30℃范围内的这种方式相互定量适应。
一种钻井液含有等量的油相和30％(重量)氯化钙水溶液(实施例7a)而在第二种钻井液中，水相与油相的重量比约2∶1。
各钻井液组分和所测的转相温度范围-PIT/℃(“向上”)和PIT/℃(“向下”)列于下表中。
     (a)     (b)
OMC586      25.1     17.0
Cetiol HE      2.6     1.75
Dehymuls SML      3.0     2.05
膨润土      0.2     0.2
GeltoneⅡ      0.4     0.4
Duratone      0.6     0.6
重晶石      43.0     43.0
CaCl2(30％)水液      25.1     35.0
PIT/℃(向上)      26-30     21-25
PIT/℃(向下)      19-21     18-19
稳定性      沉积慢     沉积很慢
实施例8
使用实施例7b的较低油多组分混合物并且其转相温度范围约为20-25℃的条件下配制基于适于W/O转化钻井流体用的已知油相的各种钻井液。在老化前和老化后测定物质的粘度数据如下：
使用Baroid Drilling Fluids INC的Fann-35粘度计测量50℃下的粘度。用已知方法测量10秒和10分钟后的塑性粘度(PV)、屈服点(YP)和胶凝强度(1b/100ft2)。
基于实施例7b的标准配方的钻井液通过在滚筒式干燥箱内在250°F下处理16小时进行老化。
在下文用于特定配方中的油相是相同的且作为老化前和老化后测定的特征性数据列于下表中。
按下面配方试验的多组分混合物：
油相                            76.5g
Cetiol HE                        7.9g
Dehymuls SML                     9.2g
CaCl2溶液(30％)               157.5g
膨润土                           0.9g
GeltoneⅡ                        1.8g
Duratone HT                      2.7g
重晶石                         193.5g实施例8a
使用菜子油作为天然源的甘油三酯而作为油相。材料老化前后所测的特征性数据列于下表中。
                           老化前             老化后塑性粘度(PV)mPas                 37                 45屈服点(YP)1b/100ft2             15                 14胶凝强度1b/100ft2(10秒)         6                  8胶凝强度1b/100ft2(10分)         7                  9实施例8b
使用二-正-辛基醚Cetiol OE作为油相。材料老化前和老化后所测特征性数据如下：
                         老化前              老化后塑性粘度(PV)mPas               59                  51屈服点(YP)1b/100ft2           24                  19胶凝强度1b/100ft2(10秒)       5                   5胶凝强度1b/100ft2(10分)            7               6实施例8c
使用异三癸基醇作为连续油相。所测体系的值如下：
                            老化前             老化后塑性粘度(PV)mPas                  37                 20屈服点(YP)1b/100ft2              18                 8胶凝强度1b/100ft2(10秒)          6                  4胶凝强度1b/100ft2(10分)          6                  4实施例8d
用于本例中的油相是Baroid的市售产品XPO7，一种基于饱和石蜡自由流动的油相。
所测值列于下面的表中：
                        老化前           老化后塑性粘度(PV)mPas             50                42屈服点(YP)1b/100ft2         15                16胶凝强度1b/100ft2(10秒)     4                 5胶凝强度1b/100ft2(10分)     5                 6实施例8e
在本例中，使用LAO型的α-烯烃C14/16(70/30)作油相。物质老化前和老化后的特征数据如下：
                                 老化前            老化后塑性粘度(PV)mPas                       50               46屈服点(YP)1b/100ft2                   15               18胶凝强度1b/100ft2(10秒)               4                5胶凝强度1b/100ft2(10分)               5                10实施例8f
在本例中使用酯油OMC586作油相。老化前和老化后的材料特征性数据如下：
                         老化前              老化后塑性粘度(PV)mPas               66                  67屈服点(YP)1b/100ft2           25                  25胶凝强度1b/100ft2(10秒)           5           6胶凝强度1b/100ft2(10分)           6           6实施例9
在标题实施例9a、9b和9c下，下表列出了钻井乳液用的配方，其中油相是由酯油OMC586与30％CaCl2水溶液一起制成的。使用主乳化剂成分和助乳化剂与钻井乳液的其它通用成分一起的特定乳化剂混合物列于下表，其中指定实施例9a-9c。最后，各种多组分混合物的PIT范围列于表中。实施例                 9a              9b            9cOMC586               26.50            25.10         17.00Eumulgin EP4         3.90RS1100                                2.60          1.75Dehymuls SML         2.02             3.00          2.05膨润土               0.23             0.20          0.20GeltoneⅡ            0.64             0.40          0.40Duratone HT          1.03             0.60          0.60重晶石               36.18            43.0          43.0Ca(OH)2              0.08CaCl2溶液(30％)     29.42            25.10         35.00PIT/℃(向上)         27-36            22-30         22-26PIT/℃(向下)         19-26            18-19实施例10
本例的混合物，10a到10g，全部使用市售的W/O转化乳化剂(Ez-MulNTE,Baroid的产品，Aberdeen)作助乳化剂。这种W/O转化乳化剂广泛用于转化钻井液中。
助乳化剂与相当于按本发明限定的各种主乳化剂成分相组合。使用下列的油相，在各种情况下都与30％(重量)氯化钙水溶液一起使用：实施例10aMineralol Ha-359实施例0b-10eEsterol OMC586实施例10f-10g线型α-烯烃(LAOC14/16(70/30))
如下表所列的钻井乳液的代表成分(种类和数量)与这些成分混合在一起。所测转相温度范围(PIT/℃)也列于该表中。
实施例   10a   10b    10c    10d   10e   10f    10g
OMC586  26.50   26.50   22.69  25.60
Mineralol Ha-359  26.50
LAOC14/16(70/30)   25.10   17.00
Lutensol T07  4.20   3.30   3.50   2.37
C10-18·9EO碳酸酯   4.92
Dehydol 980   2.80
C12Guerbet醇·6EO   5.83
Ez-MulNTE作为助乳化剂  1.72   1.00   3.12   3.90   2.62   2.10   1.43
膨润土  0.23   0.23   0.23   0.23   0.23   0.20   0.20
GeltoneⅡ  0.64   0.64   0.64   0.64   0.64   0.40   0.40
Duratone HT  1.03   1.03   1.03   1.03   1.03   0.60   0.60
重晶石  36.18   36.18   36.18   36.18   36.18   43.00   43.00
Ca(OH)-  0.08   0.08   0.08   0.08   0.08
CaCl2溶液(30％)  29.42   29.42   29.42   29.42   29.42   25.10   35.00
PIT/℃(向上)  14-24   35-41   24-32   30-34   23-28   22-29   33-38
PIT/℃(向下)   21-29   23-24
实施例11
在使用酯油相OMC586和30％(重量)氯化钙水溶液作液相的5个试验混合物中，使用的特定油水比(按体积％计)变化如下：40∶60,50∶50,60∶40,70∶30,80∶20。
在每一种情况下，使用作主乳化剂成分的Lutensol TO5和作为助乳化剂的Ez-MulNTE的混合物作乳化剂体系。
试验配方中存在的五种试验混合物的量列于下表。然后测定老化前(BHR)和老化后(AHR)的这些多组分混合物的塑性粘度(PV，以mPas为单位)、屈服点(YP，以1b/100ft2为单位)和胶凝强度(胶凝10″/10′，以1b/100ft2为单位)。各钻井液体都按常规方法在滚筒式干燥箱内在250°F下老化16小时。粘度数值按常规方法测定，参看实施例8。
        A          B         C         D         E
OMC586(g)  68.5   85.6   102.6  119.8  136.9
LutensolTO5(g)  8.53   10.65   12.77  14.91  17.04
Ez-Mul NTE(g)  6.76   8.45   10.13  11.83  13.52
CaCl2溶液(30％)(g)  170.6   142.2   113.9  85.29  56.86
膨润土(g)  0.9   0.9   0.9   0.9   0.9
GeltoneⅡ(g)  2.5   2.5   2.5   2.5   2.5
Duratone HT(g)   4   4   4   4   4
石灰(g)  0.3   0.3   0.3   0.3   0.3
重晶石(g)  107.8   123.8   140.1   156.7   169.1
O/W比％(体积)  40∶60   50∶50   60∶40   70∶30   80∶20
 BHR  AHR   BHR  AHR   BHR  AHR   BHR  AHR   BHR  AHR
PV(mPas)   73   10   69  55    45  44    30  30   20  23
YP(1b/100ft2)   35    1   24  20    10  9    3  6   5  4
胶凝强度10″/10′(1b/ft2)   6/7   3/3   5/5  4/4   3/3  4/5    3/3  3/4   2/2  3/4
PIT/℃(向上)       30-41       25-31       23-26       23-29        21-23
PIT/℃(向下)       23-25       23-28      26-28       23-30        22-24
实施例12
下表列出使用含APG化合物的乳化剂体系进行本发明的一系列试验，APG化合物或作为部分主乳化剂成分(多)或作为仅有的主乳化剂成分。使用由申请人以APG600销售的C12-16 APG产品作为APG成分。所用产品含有51％(重量)的活性物质。在两种情况中，所用助乳化剂再次为市售的W/O转化乳化剂Ez-Mul NTE。
下表列出按％(重量)为单位的钻井乳液的组分和转相温度范围(PIT/℃向上)。
  实施例12a 实施例12b 实施例12c    实施例12d
OMC 586     26.50     26.50     26.5      26.5
Lutensol T05     1.65
APG600     1.65     3.30     5.12      5.70
Ez-Mul NTE     2.62     2.62     3.30      3.00
膨润土     0.23     0.23     0.23      0.23
GeltoneⅡ     0.64     0.64     0.64      0.64
DuratoneHT     1.03     1.03     1.03      1.03
重晶石     36.18     36.18     36.18      36.18
Ca(OH)2     0.08     0.08     0.08      0.08
CaCl2溶液(30％)     29.42     29.42     26.92      26.64
PIT/℃(向上)     20-22     46-49     10.6-14.7      22.4-27.5
PIT/℃(向下)     9.9-14.3      22.0-7.0
稳定性     沉积慢     沉积慢
实施例13
另一试验中研究了使用菜子油作天然源的三甘油酯的转化乳液钻井泥浆。实施例13a使用菜子油作为油相的唯一成分。实施例13b使用1份(重量)的菜子油和稍微多于4份(重量)酯油OMC586的混合物作油相。
由下表可得知两种试验的乳液组成(重量，以g计)。正如在实施例8中，两种钻井乳液都在250°F下老化16小时，然后按实施例8所述相同方法在50℃下进行试验以测定其关键的流变数据。测定的老化前(BH12)和老化后(AHR)的值分别为下表中的各钻井乳液的值。
最后，所测PIT范围确定为新鲜的和经过老化的钻井乳状液数值。所示数值表示导电率达到0ms/cm时的温度。
                         实施例13a和13b的表
    A      B
OMC586(g)     82.6
菜子油(g)     102.6     20
Lutensol TO5(g)     12.77     12.77
Ez-Mul NTE(g)     10.13     10.13
CaCl2溶液(30％)(g)     113.9     113.9
膨润土(g)     0.9     0.9
GeltoneⅡ(g)     2.5     2.5
Duratone HT(g)     4     4
石灰(g)     0.3     0.3
重晶石(g)     140.1     140.1
    BHR     AHR     BHR     AHR
 PV(mPas)     58     53     64     64
YP(1b/100ft2)     7     7     38     37
胶凝强度10″/10′(1b/100ft2)     5/12     6/7     19/9     18/6
PIT/℃(向上)     57.4     61.9     30     32.9
实施例14
为了测定本发明方法的清洗效果，先用转化钻井泥浆润湿固体再用离心机处理。
把10g量的粘土岩屑(平均粒径1-5mm)在50℃下浸于100ml的转化钻井泥浆14a(标准转化泥浆)和14b(具有PIT为40℃的泥浆)15分钟。钻井泥浆的组成列于表14中。
把岩屑放在筛子上，让它们留在上面在偶而振动下使其滴下1分钟。对油覆盖的岩屑称重以测得粘附钻井泥浆的量。然后把岩屑放入底部有2cm厚棉花填絮的离心管中以便吸收离心排出的泥浆。然后再使岩屑于1800分-1下离心1.5分钟。
通过用二氯甲烷萃取从岩屑的表面上除去疏水性成分(主要是酯也可能是乳化剂)的残留物。二氯甲烷馏份用蒸发法加以浓缩。疏水性成分留在残渣中。
在泥浆14a的情况下萃取的疏水性成分量总计为10％(重量)(基于原来粘附于岩屑上的泥浆量)而在泥浆14b的情况下仅为5％(重量)。表14钻井泥浆A(标准转化泥浆)：
OMC586                               250ml
Ez-Mul NTE                            12g
Duratone HT                           16g
GeltoneⅡ                            1.0g
石灰                                 2.0g
CaCl2(30％)水溶液                   80ml
重晶石                               200g钻井泥浆13(具有40℃PIT的钻井泥浆)：
OMC586                              176ml
Lutensol TO7                          14g
Ez-Mul NTE                           1.8g
膨润土                               0.9g
GeltoneⅡ                            1.8g
Duratone HT                          2.7g
CaCl2(30％)水溶液                  130ml
重晶石                               193g

Claims (23)

1．一种用于促进基于含乳化剂的W/O转化乳状液可流动和可泵送的工作流体处理的方法，尤其是用于地质勘探时所用类型的相应助剂，如油基W/O转化钻井混浆，和用于简化清洗其沾污的固体表面，如有必要使用可流动喷雾助剂，其特征在于，通过选择和使乳化剂/乳化剂体系适应转化乳状液的油相，在低于W/O转化乳状液的使用温度的温度下实现可控温度的相转化，但在水相的凝固点以上和在转相温度范围和/或低于该范围的温度下进行所述处理和清洗。
2．按权利要求1所述的方法，其特征在于，在清洗沾污固体表面之前和/或过程中，至少把待去除的或要洗掉的转化乳液冷却至转相温度范围(PIT)，要清洗的物质或至少要清洗掉的残余转化乳化液优选要冷却至PIT范围以下的温度。
3．按权利要求1和2所述的方法，其特征在于，在增加重力的作用下，优选使用离心机、滗析器和/或旋风分离器，固体能至少大部分从部分待清洗的物质中分离，所述物质在工作温度下是可流动的和可泵送的。
4．按权利要求1-3所述的方法，其特征在于，沾污的固体表面用水基清洗助剂洗涤，尤其是用温度低于要洗掉的乳液残留物的PIT范围的冷水，洗涤工艺任选地可通过使用机械能加速。
5．按权利要求1-4所述的方法，其特征在于，通过喷雾洗涤和优选通过过压喷雾洗涤，优选使用用于气动喷雾式多组分喷嘴进行洗涤。
6．按权利要求1-5所述的方法，其特征在于，来自岩石钻井操作的覆盖有钻井泥浆残留物的岩屑经清洗处理，尤其是经过任选地以若干段进行的洗涤工艺。
7．按权利要求1-6所述的方法，其特征在于，洗涤段是限制时间的，优选持续数分钟，更好的是最多约1分钟。
8．按权利要求1-7所述的方法，其特征在于，岩屑洗涤过程中除去的液体被相分离为油基相和水基相，并能至少部分回用而同时另外积聚的任何主要细粒的固体部分最好进行处理。
9．按权利要求1-8所述的方法，其特征在于，在高于5-10℃和优选低于100℃的转相温度下在所述的特定多组分混合物中导致可控温度相转化的乳化剂或乳化剂体系能用于W/O转化乳液中。
10．按权利要求1和9所述的方法，其特征在于，调节多组分混合物的PIT到15-80℃的温度范围，优选为20-60℃范围而更好的为25-50℃范围。
11．按权利要求1-10所述的方法，其特征在于，在多组分体系使用的乳化剂/乳化剂体系其分子结构中至少部分和优选至少大部分是非离子和/或非离子结构单元与阴离子结构单元相互结合的。
12．按权利要求1-11所述的方法，其特征在于，使用多组分乳化剂体系，主要使PIT易于适应于预定的工作温度范围，具有显著亲水性的主乳化剂成分和高亲油性助乳化剂的混合物是优选的。
13．按权利要求1-12所述的方法，其特征在于，使用具有HLB值为6-20的且优选7-18的主乳化剂成分，在一个优选实施方案中，所述主乳化剂成分与具有可与(多个)主乳化剂成分相比的较低HLB值的相对高亲油性辅助乳化剂一起使用。
14．按权利要求1-13所述的方法，其特征在于，所存在的非离子乳化剂成分(主乳化剂成分和/或助乳化剂)至少是下面种类中之一的代表：
含有亲油性残基和能烷氧基化的天然和/或合成源的基本分子的(低聚)烷氧基化物，尤其是乙氧基化物和/或丙氧基化物，烷氧基化物任选地可封端的，尤其含有2-6个碳原子和2-6个OH基多元醇及其低聚物与含亲油残基的酸和/或醇的偏酯和/或偏醚，长链醇的烷基(聚)苷，天然和/或合成源的脂肪醇，阴离子改性的长链脂肪酸的低聚氨基酰胺，烷基醇酰胺，氧化胺和卵磷脂。
15．按权利要求1-14所述的方法，其特征在于，多组分混合物中所用的乳化剂/乳化剂体系的量要适应其中的油相百分比并且按油相计其存在量优选为1％(重量)或更多且更好的量为5-60％(重量)，对这些乳化剂(按油相计)最好的量范围如下：10-50％(重量)，15-40％(重量)和更好的为20-35％(重量)。
16．按权利要求1-15所述的方法，其特征在于，使用至少部分和优选大部分属于下述种类的油相或混合油相：
饱和烃(直链，支链和/或环状)，烯属不饱和烃，芳烃，萘，单元醇和/或多元醇的的羧酸酯，醚，乙缩醛，碳酸酯，脂肪醇，硅油，(低聚)酰胺，(低聚)亚酰胺和(低聚)酮。
17．按权利要求1-16所述的方法，其特征在于，多组分体系的PIT调节，所述体系的水基相(W)与油相(oil)的量比(按体积份数计)：在下列范围：90-10w∶10-90oil，优选85-20w∶15-80oil。
18．按权利要求1-17所述的方法，其特征在于，水基相(w)按水/油混合物体积计配成最高为30-35％(体积)或更多，优选40％(体积)或更多，更好的是50％(体积)或更多而最好高达80％(体积)。
19．按权利要求1-18所述的方法，其特征在于，用于大陆架和/或优选海上勘探，更好的是用于开采油和/或气矿源的钻探泥浆的PIT调节，具有50℃或更低的PIT，特别是在20-35℃的钻井泥浆是优选的。
20．按权利要求1-19所述的方法，其特征在于，大体上体系的PIT要适应这样的条件，在该条件下要以这种方式使用钻井泥浆，致使从钻井泥浆中分离后的覆盖泥浆的岩屑能用冷水，尤其是海水，进行清洗并从W/O相转到O/W。
21．按权利要求1-20所述的方法，其特征在于，钻井泥浆的PIT调节，是在中间乳化液相和W/O转化范围之间极限以上10-15℃的温度下，钻井泥浆的塑性粘度(PV)不大于100mPas，优选不大于80mPas，而更好的范围在30-45mPas和屈服点(YP)不大于80lb/100ft2优选不大于50 1b/100ft2，更好的范围在10-25 1b/100ft2。
22．按权利要求1-21所述的方法，其特征在于，将触变性地增稠的W/O转化体系经行PIT调节和校正。
23．按权利要求1-22所述的方法的用途，它适于在海岸或海上倾倒过程中和/或优选在其之前简化清洗和处理覆盖有残留钻井泥浆的岩屑。
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