FR2563228A1 - Composition de fluides de forage de type inverse a base d'huile - Google Patents

Composition de fluides de forage de type inverse a base d'huile Download PDF

Info

Publication number
FR2563228A1
FR2563228A1 FR8506245A FR8506245A FR2563228A1 FR 2563228 A1 FR2563228 A1 FR 2563228A1 FR 8506245 A FR8506245 A FR 8506245A FR 8506245 A FR8506245 A FR 8506245A FR 2563228 A1 FR2563228 A1 FR 2563228A1
Authority
FR
France
Prior art keywords
parts
oil
molecular weight
agent
phase
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Granted
Application number
FR8506245A
Other languages
English (en)
Other versions
FR2563228B1 (fr
Inventor
Alan Stuart Baker
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.)
Imperial Chemical Industries Ltd
Original Assignee
Imperial Chemical Industries Ltd
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 Imperial Chemical Industries Ltd filed Critical Imperial Chemical Industries Ltd
Publication of FR2563228A1 publication Critical patent/FR2563228A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of FR2563228B1 publication Critical patent/FR2563228B1/fr
Expired legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/32Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/36Water-in-oil emulsions

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Polyesters Or Polycarbonates (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
  • Drilling Tools (AREA)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

L'INVENTION CONCERNE DES COMPOSITIONS DE FLUIDES DE FORAGE DU TYPE INVERSE A BASE D'HUILE. LES COMPOSITIONS DE L'INVENTION RENFERMENT I. COMME AGENT DE MISE EN EMULSION DE LA PHASE DE SAUMURE DANS LA PHASE D'HUILE, UN COPOLYMERE SEQUENCE OU GREFFE DE FORMULE GENERALE (A-COO)B, DANS LAQUELLE A ET B SONT DES COMPOSANTS POLYMERIQUES DERIVES D'UN TYPE PARTICULIER D'ACIDE MONOCARBOXYLIQUE COMPLEXE SOLUBLE DANS L'HUILE ET D'UN POLYALKYLENE-GLYCOL OU, RESPECTIVEMENT, POLYETHERPOLYOL SOLUBLE DANS L'HUILE, ET M EST UN NOMBRE ENTIER AU MOINS EGAL A 2, ET II. COMME AGENT DE DISPERSION DE LA MATIERE SOLIDE EN PARTICULES DANS LA PHASE D'HUILE, UN SURFACTANT CONTENANT UNE CHAINE HYDROCARBONEE EN C A C COMME COMPOSANT HYDROPHOBE, ET UN COMPOSANT POLAIRE ADSORBABLE SUR LA SURFACE DE LA MATIERE SOLIDE EN PARTICULES. APPLICATION NOTAMMENT A L'EXPLORATION PETROLIERE.

Description

1 2563228
La présente invention concerne des composi-
tions fluides à base d'huile destinées à être utilisées dans des opérations de forage, telles que celles qui
sont impliquées dans l'exploration pétrolière, plus parti-
culièrement des compositions contenant en association un type particulier d'émulsionnant et un type particulier
d'agent dispersant.
L'utilisation des fluides ou boues de forage
à base d'huile dites à inversion, par exemple dans l'explo-
ration pétrolière, prend rapidement de l'ampleur en raison des exigences plus rigoureuses auxquelles on est confronté dans le forage de puits profonds et/ou déviés, notamment
lorsqu'on utilise des turboforeuses de fond. Comparative-
ment aux boues de forage à base d'eau existant depuis
plus longtemps, ils possèdent plusieurs avantages compre-
nant une action mutuelle réduite avec des formations
instables et un meilleur pouvoir lubrifiant. En vue d'at-
teindre certains objectifs, notamment en vue d'obtenir
un produit meilleur marché, de réduire le risque d'inflam-
mabilité et d'améliorer le comportement de la boue envers l'eau, il est devenu courant d'émulsionner dans l'huile une saumure, c'est-à-dire une solution aqueuse d'un sel inorganique tel que le chlorure de sodium ou le chlorure de calcium. Il est clair que ces objectifs sont d'autant plus complètement atteints que la teneur en saumure est plus forte, mais dans la pratique, lorsqu'on utilise des surfactants classiques pour la mise en émulsion, la teneur en phase dispersée aqueuse qui peut être atteinte est limitée par la perte de stabilité et la viscosité
excessive de l'émulsion.
On obtient de bien meilleurs résultats en utilisant comme émulsionnants des copolymères séquences ou greffés du type décrit dans le brevet britannique N 2 002 400 A, à savoir des copolymères comprenant dans leur molécule un composant polymérique dérivé d'un acide monocarboxylique complexe soluble dans l'huile et un
autre composant polymérique dérivé d'un polyalkylène-
glycol hydrosoluble. L'utilisation de ces copolymères permet d'obtenir des émulsions douées d'une bonne stabilité et d'une viscosité relativement faible, lorsque la saumure a une forte teneur en sel, permettant ainsi d'atteindre
les objectifs souhaitables mentionnés ci-dessus.
Toutefois, les boues de forage contiennent fréquemment, en plus des constituants auxquels on a déjà fait allusion, un agent alourdissant en particules, tel que le sulfate de baryumn, en dispersion dans la phase huileuse, en vue de conférer une densité suffisamment forte à la boue dans son ensemble pour vaincre toute contre-pression qui pourrait se développer au cours de l'opération de forage. Un agent dispersant est normalement nécessaire pour faciliter le maintien de l'agent alourdissant en
dispersion, et il a en outre pour rôle de maintenir égale-
ment en dispersion les déblais qui sont produits au cours du forage. En outre, une argile activée telle que la bentonite est souvent incorporée à la boue o elle agit comme support pour l'agent alourdissant et pour les déblais, et l'agent dispersant doit stabiliser aussi cette matière dans la dispersion. Souvent, un seul et même surfactant a été utilisé pour assumer à la fois la fonction de mise en émulsion et la fonction de mise en dispersion, mais en général, cela donne des résultats non satisfaisants, parce qu'il s'avère impossible d'incorporer de fortes proportions d'agent alourdissant, ou d'absorber de fortes charges de déblais, dans la phase huileuse sans qu'il y ait un épaississement excessif, ou même une perte totale
de stabilité, de l'émulsion.
La présente invention est basée sur l'utilisa-
tion de deux corps surfactifs distincts comme émulsionnant
et, respectivement, comme agent dispersant, mais on cons-
tate que, lorsque les copolymères séquences ou greffés mentionnés cidessus sont utilisés pour la première de ces fonctions, des surfactants classiques n'ont pas un
comportement adéquat comme agent dispersant complémentaire.
Toutefois, on obtient d'excellents résultats en utilisant, conjointement avec les copolymères, une classe particulière
de surfactants, comme défini ci-après.
Conformément à la présente invention, il est proposé une composition de fluide de forage du type à base d'huile à inversion, à laquelle sont incorporés (i) comme agent de mise en émulsion de la phase de saumure dans la phase d'huile, un copolymère séquencé ou greffé
de formule générale (A - COO)mB, dans laquelle A et B re-
présentent des composants polymériques tels que définis ci-dessous et m est un nombre entier au moins égal à 2, et (ii) comme agent de dispersion de la matière en particules solides dans la phase d'huile, un surfactant contenant un composant hydrophobe qui est une chaîne hydrocarbonée saturée ou insaturée contenant 30 à 500 atomes de carbone et un composant polaire qui est capable d'être adsorbé à la surface de ladite matière solide
en particules.
Dans le copolymère séquencé ou greffé utilisé comme agent émulsionnant (i) de formule générale (A - COO)mB, o m est un nombre entier au moins égal à 2, chaque composant polymérique A a un poids moléculaire
au moins égal à 500 et est le résidu d'un acide monocar-
boxylique complexe soluble dans l'huile répondant à ia formule générale Il _l R - C - - (R2) - C - - C - (R2) n - COOH H
P H
dans laquelle R est l'hydrogène ou un groupe hydrocarbo&é monovalent ou hydrocarboné substitué, RP est l'hydrogène
2563228-
ou un groupe hydrocarboné monovalent en C1 à C24, R est
1 24' R2
un groupe hydrocarboné divalent en C1 à C24, n a la valeur zéro ou 1 et p est égal à zéro ou à un nombre entier jusqu'à 200; chaque composant polymérique B a un poids moléculaire au moins égal à 500 et, au cas o m est égal à 2, il est le résidu divalent d'un polyalkylène-glycol hydrosoluble de formule générale [3 lR3
H - O - C - CH - O - C - CH20H
H H
q dans laquelle R3 est l'hydrogène ou un groupe alkyle en C1 à C3, - est un nombre entier de 10 à 500 ou bien, au cas o m est supérieur à 2, il est le résidu de valence m d'un polyéther-polyol hydrosoluble répondant à la formule générale R4 R4 tO - - C CH2 - OH I r m dans laquelle R3 et m on les définitions déjà données, r est égal à zéro ou à un nombre entier de 1 à 500, sous réserve que le nombre total de motifs
R
- O - C - CH2 -
H
dans la molécule soit au moins égal à 10, et R4 est le rési-
du d'un composé organique contenant, dans sa molécule,
m atomes d'hydrogène réactifs envers un oxyde d'alkylène.
Des copolymères séquences de la classe ci-dessus et leurs procédés de préparation sont décrits avec de plus amples détails dans le brevet britannique N 2 002 400 précité. Un représentant particulier de la classe qui est particulièrement utile dans les fluides de forage de la présente invention est un copolymère dans lequel
chaque composant A est le résidu d'un poly-(acide 12-
hydroxystéarique) à chaîne terminée par de l'acide stéari-
que et de poids moléculaire approximativement égal à 1750, et dans lequel chaque composant B est dérivé d'un polyéthylène-glycol de poids moléculaire égal à 1500
et constitue 30 % en poids du copolymère total. Ce copoly-
mère peut être produit par auto-condensation d'acide 12-hydroxystéarique du commerce (qui contient déjà une proportion d'acide stéarique qui peut fonctionner comme agent de terminaison de chaîne), puis réaction du produit avec le polyéthylène-glycol en présence d'un catalyseur d'estérification. Un autre représentant très utile de la même classe de copolymère est analogue à celui qui vient d'être décrit, excepté que le composant B constitue
% en poids du copolymère total.
Dans l'agent dispersant (ii), le composant hydrophobe peut être un polymère d'une mono-oléfine, en particulier un polymère d'une monooléfine contenant 2 à 6 atomes de carbone telle qu'éthylène, propylène, butène-1 et notamment isobutène. Un tel composant peut
avantageusement être dérivé d'un anhydride polyalcényl-
ou polyalkylsuccinique. Des anhydrides de cette classe sont des matières connues du commerce que l'on obtient
par une réaction d'addition à température élevée, éven-
tuellement en présence d'un catalyseur halogéné, entre
une polyoléfine telle que l'une de celles qui sont mention-
nées ci-dessus, contenant un groupement insaturé terminal,
et l'anhydride maléique. Une étape finale d'hydrogéna-
tion peut être exécutée si l'on désire obtenir un produit
saturé. Des exemples d'anhydrides poly(isobutényl)succini-
ques qui sont disponibles dans le commerce ont des moyennes en nombre du poids moléculaire dans l'intervalle de 400
à 5000.
Puisque le résidu d'anhydride succinique dans des composés de la classe ci-dessus est lui-même de caractère polaire, les composés peuvent euxmêmes
être utilisés directement comme agent dispersant (ii).
Des anhydrides poly(isobutényl)succiniques appréciés à cette fin sont ceux qui ont des poids moléculaires compris dans l'intervalle de 400 à 5000. Toutefois, d'autres
composants polaires peuvent être introduits dans la molé-
cule d'agent dispersant par réaction d'un anhydride poly-
alcényl- ou polyalkylsuccinique avec un ou plusieurs corps coréactionnels appropriés. Le groupe anhydride réagit aisément avec des composés contenant, par exemple, des groupes hydroxyle ou amino, et, par conséquent, d'autres
agents dispersants qui peuvent être utilisés avantageuse-
ment, conformément à l'invention, peuvent être prépares par réaction de l'anhydride avec un composé de caractère polaire contenant dans la molécule au moins un groupe hydroxyle ou amino. Par conséquent, l'anhydride peut
être amené à réagir avec un polyol, par exemple, l'éthylène-
glycol, le propylène-glycol, le glycérol, le triméthylol-
propane, le pentaérythritol ou le sorbitol; ou avec
une polyamine, par exemple l'éthylènediamine, la tri-
méthylènediamine, l'hexaméthylènediamine, la diméthylamino-
propylamine et la diéthylaminopropylamine; ou avec une
hydroxy-amine, par exemple la mono-éthanolamine, la di-
éthanolamine, la dipropanolamine, le tris(hydroxyméthyl)-
aminométhane ou le diméthylamino-éthanol. A titre de variante, on peut faire réagir l'anhydride avec un composé
de caractère polaire contenant, en plus d'un groupe hydro-
xyle ou d'un groupe amino, un autre groupe fonctionnel tel qu'un groupe carboxyle; des exemples de ces composés comprennent la glycine et l'acide glycolique. Lorsque le produit de réaction de l'anhydride et du composé polaire
lui-même contient un groupe fonctionnel libre, le compo-
sant polaire peut être allongé davantage par réaction
de ce groupe avec un second composé de caractère polaire.
Ainsi, par exemple, le produit de réaction de l'anhydride avec l'hydroxyamine peut encore être amené à réagir avec
l'acide monochloracétique.
Dans la préparation des dispersants destinés à être utilisés conformément à l'invention, la réaction de l'anhydride polyalcényl- ou polyalkylsuccinique avec le composant polaire est avantageusement conduite dans
des conditions relativement douces. Les deux corps réac-
tionnels peuvent être chauffés ensemble à une température comprise dans l'intervalle de 70 à 150 C, éventuellement en présence d'un solvant ou diluant inerte tel que le xylène, pendant une période suffisante pour que le mélange
réactionnel atteigne un indice d'acide pratiquement cons-
tant.
L'anhydride polyalcényl- ou polyalkylsuccini-
que et le composé polaire sont avantageusement utilisés en proportions approximativement stoechiométriques par rapport au noyau d'anhydride et au groupe hydroxyle ou amino. Généralement, il se forme ainsi un hémi- dérivé de l'acide succinique substitué, contenant un groupe
carboxyle libre dérivé de l'ouverture du noyau d'anhydride.
Lorsque le produit est amené à réagir avec un autre composé polaire, des proportions stoechiométriques sont là encore
préférées.
Des constituants des compositions fluides de forage de l'invention, excepté les agents émulsionnants et dispersants mentionnés ci-dessus, sont les constituants d'emploi classique dans l'art antérieure c'est-à- dire
(i) une huile, (ii) de l'eau oui une saumrs ett habituelle-
ment, (iii) un agent alourdissant en particules.
Des huiles convenables comprennent des huiles de type hydrocarboné, notamment des fractions de pétrole telles que le kérosène et l'huile Diesel, mais aussi des huiles minérales et des huiles végétales. Des hydro- carbures paraffiniques sont appréciés pour des opérations de forage en mer, attendu qu'ils sont moins toxiques envers la faune et la flore marines que, par exemple,
l'huile Diesel.
On entend désigner par "saumure" une solution aqueuse d'un sel inorganique; les sels couramment utilisés comprennent le chlorure de sodium, le chlorure de calcium, le chlorure de magnésium et le bromure de zinc. Ils peuvent être présents à une concentration quelconque, jusqu'à
la saturation.
Des agents alourdissants en particules que l'on peut utiliser avantageusement comprennent le sulfate de baryum, les oxydes de fer (par exemple l'hématite)
et l'ilménite (FeTiO3).
Normalement, les composants liquides des fluides de forage de l'invention comprennent 90 à % en poids de la phase d'huile et 10 à 90 % en poids de la phase de saumure, notamment 80 à 20 % en poids de la phase d'huile et 20 à 80 % en poids de la phase
de saumure.
La quantité incorporée d'agent émulsionnant (i) se situe de préférence dans l'intervalle de 0,2 à % en poids sur la base de la phase de saumure. La concentration de l'agent dispersant (ii) que l'on utilise est grandement influencée par la densité que doit avoir la boue, selon la nature de l'agent alourdissant (par exemple sa densité, la distribution de diamètre de ses particules et ses caractéristiques de surface) et la proportion en laquelle il est présent. Ces deux facteurs sont sujets à variation considérable conformément aux
circonstances dans lesquelles la boue doit être utilisée.
Toutefois, dans la plupart des cas, l'agent dispersant est utilisé en une quantité de 0,1 à 10 % en poids sur
la base de l'agent alourdissant.
Une autre classe de matières qui est avantageu- sement incorporée aux fluides de forage de l'invention est une argile activée qui, comme on l'a déjà mentionné, fonctionne comme support pour l'agent alourdissant et aussi pour les déblais de forage, tout en conférant au fluide une rhéologie pseudoplastique avantageuse. La matière que l'on utilise le plus fréquemment à cette fin dans des boues existantes de forage est une bentonite traitée et cette matière est également très convenable
dans le cas présent. Toutefois, on a trouvé qu'une propor-
tion d'argile activée plus faible que dans des fluides de forage classiques était suffisante pour permettre
un comportement satisfaisant des fluides de l'invention.
Dans les compositions de l'invention, la rhéologie pseudo-
plastique désirée est réalisée dans une large mesure par l'incorporation d'une forte teneur en saumure et par le choix approprié de la concentration de l'agent émulsionnant particulier; on ne peut obtenir ce résultat
avec des émulsionnants surfactifs de type classique.
Les agents dispersants précisés confèrent
aux compositions l'avantage d'une grande stabilité, c'est-
à-dire l'absence de toute tendance des matières solides en particules à être "noyées" dans la phase aqueuse ou toute tendance de la phase huileuse à se séparer à un degré notable. Les compositions montrent également une bonne résistance à la floculation, en sorte que de fortes concentrations d'agent alourdissant et de déblais peuvent être dispersées même lorsque la teneur en phase d'huile est relativement faible, sans engendrera de viscosité
ou de "structure" excessive.
D'autres avantages des fluides de l'invention par rapport aux fluides connus résident dans le fait qu'ils ne se sédimentent pas notablement au repos, mais
qu'ils ne se prennent pas non plus en un gel; la circula-
tion de la boue après l'interruption de l'opération de forage peut donc être aisément reprise. Les fluides ont de bonnes propriétés lubrifiantes et sont très avantageux
à utiliser conjointement avec des turboforeuses de fond.
L'invention est illustrée par les exemples suivants, dans lesquels les parties et les pourcentages
sont en poids.
EXEMPLE 1
A. Préparation de l'acent émulsionnant Un mélange d'acide 12hydroxystéarique de qualité du commerce contenant 15 % d'acide stéarique (95,83 parties), de toluène (17,04 parties) et d'acide méthanesulfonique (0,19 partie) a été chauffé dans un
ballon équipé d'un agitateur, d'un condenseur, d'un sépara-
teur d'eau de Dean et Stark et d'un tube d'arrivée d'azote.
La condensation a été effectuée à 160 C jusqu'à ce que l'indice d'acide de l'acide monocarboxylique polymérique obtenu se soit abaissé à 33 mg de KOH/g. Ce produit (teneur en matières solides 85 %; 770 parties) a été ajouté à du polyéthylène-glycol de poids moléculaire 1500 (290 parties), conjointement avec du xylène (8 parties), et le mélange a été chauffé à 230 C dans le même appareil que ci-dessus, avec élimination d'eau, jusqu'à ce que l'indice d'acide se soit abaissé à 5 mg de KOH/g. L'agent émulsionnant ainsi obtenu avait une teneur en matières
solides de 95 % et une viscosité à 250C de 0,32 Pa.s.
mesurée à une teneur en matière solides de 75 Z dans
le xylène.
B. Préparation de l'agent dispersant
Un mélange d'anhydride poly(isobutényl)succi-
nique de poids moléculaire 1000 (solution à 85 % de consti-
1 1
tuant actif dans le xylène, 1176,0 parties), de mono-
éthanolamine (61,0 parties) et de kérosène à faible teneur en hydrocarbures aromatiques (867,3 parties) a été chauffé pendant 3 heures à 70 C sous une atmosphère d'azote dans un ballon à fond rond équipé d'un agitateur du type à ancre. Le produit avait une teneur en matières solides
de 50,6 %.
C. Préparation du fluide de forage L'agent émulsionnant décrit dans la partie A ci-dessus (2,1 parties) et l'agent dispersant décrit dans la partie B ci-dessus (0,48 partie) ont été dissous
dans du kérosène à faible teneur en hydrocarbures aromati-
ques (16,0 parties), et on a ajouté lentement à la solu-
tion, en agitant modérément, du sulfate de baryum en poudre micronisée (38,12 parties). Lorsque tout le sulfate de baryum a été ajouté, la dispersion résultante a été soumise à un cisaillement dans un mélangeur "Silverson" (marque déposée) tournant à pleine vitesse pendant 2 minutes. On a ensuite incorporé au produit en agitant lentement un gel de bentonite (1,0 partie) préparé comme décrit ci-dessous, puis une solution de chlorure de calcium
(10,6 parties) dans de l'eau déminéralisée (31,7 parties).
La composition résultante a été soumise à un émulsionne-
ment pendant 3 minutes à pleine vitesse dans le mélangeur "Silverson", en adaptant la tête à toile métallique du
système de mise en émulsion.
Le fluide de forage ainsi obtenu avait un rapport huile/eau de 30/70, et une masse volumique de 1,40 g/cm3; la teneur en agent émulsionnant était de 5,0 % sur la base de la phase dispersée présente. Pendant l'entreposage à 70"C pendant 48 heures, le fluide n'a montré aucun signe de sédimentation et on n'a observé
qu'une légère séparation de la phase huileuse.
Le gel de bentonite utilisé dans la prépara-
tion ci-dessus a été préparé en mélangeant ensemble dans le mélangeur "Silverson" à grande vitesse du kérosène à faible teneur en hydrocarbures aromatiques (600 parties), l'agent émulsionnant de la partie A ci-dessus (100 parties) et de la "Bentone" 38 (100 parties; "Bentone" est une marque déposée). La dispersion résultante a ensuite été diluée avec une quantité additionnelle de kérosène
(110 parties) de manière à former un gel peu épais.
EXEMPLE 2
A. Préparation de l'agent dispersant
On a fait réagir un mélange d'anhydride poly-
(isobutényl)succinique de poids moléculaire 1000 (solution à 85 %, 476,0 parties) et de la diéthanolamine (104,0 parties) comme décrit dans l'exemple 1, partie B. Le
produit avait une teneur en matières solides de 86,2 %.
B. Préparation du fluide de forage On a répété le mode opératoire décrit dans
la partie C de l'exemple 1, à la différence qu'on a rem-
placé l'agent dispersant dont il y est question par l'agent dispersant décrit dans la partie A ci-dessus (0,28 partie) et que les quantités d'eau désionisée et de sulfate de baryum ont été, respectivement, changées en 31,8 parties
et 38,22 parties.
Le fluide de forage résultant avait un rapport huile/eau de 30/70, une masse volumique de 1,40 g/cm3 et une teneur en agent émulsionnant de 5,0 % sur la base de la phase dispersée. Après conservation pendant 4 mois à la température ambiante, il n'a présenté aucun signe
de sédimentation et on n'a détecté qu'une légère sépara-
tion de la phase d'huile.
EXEMPLE 3
On a répété le mode opératoire décrit dans la partie C de l'exemple 1, mais en utilisant les quantités suivantes de constituants: Agent émulsionnant de la partie A de l'exemple 1: 1,24 partie Agent dispersant de la partie B de l'exemple 1: 0,87 partie
54 Kérosène à faible teneur en hydro-
carbures aromatiques: 9,47 parties Sulfate de baryum en poudre:62,80 parties Gel de bentonite de l'exemple 1: 0,59 partie Chlorure de calcium: 6,27 parties Eau déminéralisée:18,76 parties Le fluide de forage à rapport huile/eau de /70 ainsi obtenu avait une masse volumique de 2,0 g/cm3 et une teneur en agent émulsionnant de 5,0 % sur la base de la phase dispersée. Sa stabilité était semblable à
celle du fluide de l'exemple 1.
EXEMPLE 4
On a répété le mode opératoire de la partie
C de l'exemple 1, mais en utilisant les quantités suivan-
tes de constituants: Agent émulsionnant de la partie A de l'exemple 1: 0, 94 partie Agent dispersant de la partie B de l'exemple 1: 0,50 partie
Kérosène à faible teneur en hydro-
carbures aromatiques: 43,19 parties Sulfate de baryum en poudre: 33,46 parties Gel de bentonite de l'exemple 1: 2,99 parties Chlorure de calcium: 4,73 parties Eau déminéralisée: 14,19 parties Le fluide de forage résultant avait un rapport huile/eau de 70/30 et une masse volumique de 1,40 g/cnm3; la teneur en agent émulsionnant était de 5,0 % sur la base de la phase dispersée. Le fluide avait une stabilité
semblable à celle du fluide décrit dans l'exemple 2.
EXEMPLE 5
On a répété le mode opératoire de la partie
C de l'exemple 1, mais en utilisant les quantités sui-
vantes de constituants: Agent émulsionnant de la partie A de l'exemple 1: 1,59 partie Agent dispersant de la partie B de l'exemple 1: 0,50 partie
Kérosène à faible teneur en hydro-
carbures aromatiques: 30,18 parties Sulfate de baryum en poudre: 33,73 parties Gel de bentonite de l'exemple 1: 2,20 parties Chlorure de calcium: 7,94 parties Eau déminéralisée: 23,83 parties Le fluide de forage résultant avait un rapport huile/eau de 50/50 et une masse volumique de 1,40 g/cm3; la teneur en agent émulsionnnant était de 5,0 % sur la base de la phase dispersée. Après maintien pendant
48 heures à la température ambiante, le fluide ne présen-
tait qu'une très légère sédimentation et une très faible
séparation de la phase d'huile.
EXEMPLE 6
On a répété le mode opératoire de la partie
C de l'exemple 1, mais en utilisant les quantités sui-
vantes de constituants: Agent émulsionnant de la partie A de l'exemple 1: 2,25 parties Agent dispersant de la partie B de l'exemple 1: 0,51 partie
Kérosène à faible teneur en hydro-
carbures aromatiques: 17,04 parties Sulfate de baryum en poudre: 34,13 parties Gel de bentonite de -l'exemple 1: 1,07 partie Chlorure de calcium: 11,25 parties Eau déminéralisée: 33,75 parties Le fluide de forage résultant à rapport huile/ eau de 30/70 avait une masse volumique de 1,40 g/cm3; la teneur en agent émulsionnant était de 4,2 % sur la base de la phase dispersée. Après maintien pendant 48 heures à la température ambiante, le fluide ne présen-
tait aucune sédimentation et ne présentait qu'une sépara-
tion extrêmement faible de la phase d'huile.
EXEMPLE 7
On a répété le mode opératoire de l'exemple
4 avec les mêmes quantités des constituants, à la diffé-
rence que le kérosène à faible teneur en hydrocarbures aromatiques a été remplacé par une quantité égale d'huile Diesel. Le fluide de forage à rapport huile/eau de 70/30 résultant avait une masse volumique de 1,40 g/cm3 et une teneur en agent émulsionnant de 5,0 % sur la base de la phase dispersée. Après maintien pendant 48 heures à la température ambiante, il ne présentait qu'une très faible sédimentation et une légère séparation de la phase
d'huile.
EXEMPLE 8
On a répété le mode opératoire de l'exemple avec les mêmes quantités de constituants, à la diffé- rence que le kérosène à faible teneur en hydrocarbures aromatiques a été remplacé par une quantité égale
d'huile Diesel.
Le fluide de forage à rapport huile/eau de /50 obtenu avait une masse volumique de 1,40 g/cm' et une teneur en agent émulsionnant de 5.0 % sur la base de la phase dispersée. Après maintien pendant 48 heures à la température ambiante, il ne presentait qu'une très faible sédimentation et une très légère séparation de
la phase d'huile.
16 2563228
EXEMPLE 9
On a répété le mode opératoire de l'exemple 6 avec les mêmes quantités des constituants, excepté
que l'on a remplacé le kérosène à faible teneur en hydro-
carbures aromatiques par une quantité égale d'huile Diesel. Le fluide de forage à rapport huile/eau de /70 obtenu avait une masse volumique de 1, 40 g/cm3 et une teneur en agent émulsionnant de 5,2 % sur la base
de la phase dispersée. Il ne présentait pas de sédimenta-
tion ni de séparation de la phase d'huile après conserva-
tion pendant 48 heures à la température ambiante.
EXEMPLE 10
On a répété le mode opératoire de la partie
C de l'exemple 1, mais en utilisant les quantités sui-
vantes de constituants: Agent émulsionnant de la partie A de l'exemple 1: 2,12 parties
Anhydride poly(isobutényl)-
succinique, poids moléculaire 1000 (solution à 85 %): 0,2B partie
Kérosène à faible teneur en hydro-
carbures aromatiques: 16,05 parties Sulfate de baryum en poudre: 38,15 parties Gel de bentonite de l'exemple 1: 1,01 partie Chlorure de calcium: 10,60 parties Eau déminéralisée: 31,79 parties Le fluide de forage à rapport huile/eau de /70 résultant avait une masse volumique de 1,40 g/cm3 et une teneur en agent émulsionnant de 5,0 X sur la base de la phase dispersée. Apres maintien pendant 24 heures à la température ambiante, il ne présentait pas de sédimen-
tation et il ne montrait qu'une très légère séparation
de la phase d'huile.
EXEMPLE 11
A. Préparation de l'agent dispersant
On a fait réagir un mélange d'anhydride poly-
(isobutényl)succinique de poids moléculaire 1000 (solution à 85 %, 300,0 parties) et de diméthylaminopropylamine (26,05 parties) comme décrit dans la partie B de l'exemple 1. Le produit avait une teneur en matières solides de
86,2 %.
B. Préparation du liquide de forage On a répété la partie C du mode opératoire de l'exemple 1, mais avec les quantités suivantes de constituants: Agent émulsionnant de la partie A de l'exemple 1: 2,14 parties
Agent dispersant de la partie A ci-
dessus: 0,24 partie -
Kérosène à faible teneur en hydro-
* carbures aromatiques: 16,22 parties Sulfate de baryum en poudre: 38,56 parties Chlorure de calcium: 10,71 parties Eau déminéralisée: 32,13 parties Le fluide de forage à rapport huile/eau de /70 obtenu avait une masse volumique de 1,40 g/cm3 et une teneur en agent émulsionnant de 5,0 % sur la base de la phase dispersée. Après maintien pendant 1 mois
à la température ambiante, il présentait une légère sédi-
mentation, mais aucune séparation de la phase d'huile
n'était apparue.
EXEMPLE 12
A. Préparation de l'agent dispersant
On a fait réagir un mélange d'anhydride poly-
(isobutényl)succinique de poids moléculaire 1000 (solution à 85 %, 400,0 parties) et de diéthylaminopropylamine (39,15 parties) comme décrit dans la partie B de l'exemple 1, à la différence que la température de réaction était de 140 C au lieu de 70 C. Le produit avait une teneur 2563228o
en matières solides de 86,3 %.
B. Préparation du fluide de forage On a répété le mode opératoire de la partie B de l'exemple 11, à la différence qu'on a remplacé l'agent dispersant qui y est indiqué par une quantité égale de
l'agent dispersant de la partie A ci-dessus.
Le liquide de forage à rapport huile/eau de 30/70 ainsi obtenu avait une masse volumique de 1,40 g/cm3 et une teneur en agent émulsionnant de 5,0% sur la base de la phase dispersée. Après maintien pendant 24 heures à la température ambiante, il ne présentait
pas de sédimentation ni de séparation de la phase d'huile.
EXEMPLE 13
A. Préparation de l'agent dispersant
On a fait réagir un mélange d'anhydride poly-
(isobutényl)succinique de poids moléculaire 1000 (solution à 85 %, 300,0 parties) et de glycérol (23,5 parties)
comme décrit dans la partie B de l'exemple 1, à la diffé-
rence que la température de réaction utilisée était de 140 C. Le produit avait une teneur en matières solides
de 86,0 %.
B. Préparation du fluide de forage On a répété le mode opératoire de l'exemple
, mais on a remplacé l'anhydride poly(isobutényl)succini-
que qui y est décrit par une quantité égale de l'agent
dispersant de la partie A ci-dessus.
Le fluide de forage résultant avait des carac-
téristiques et une stabilité semblables à celles
du fluide de l'exemple 10.
EXEMPLE 14
A. Préparation de l'agent dispersant
On a fait réagir un mélange d'anhydride poly-
(isobutényl)succinique de poids moléculaire 1000 (solution à 85 %, 400,0 parties) et de glycine (26,04 parties)
comme décrit dans l'exemple 1, partie B,. mais à une tempé-
rature de 140 C.
Le produit avait une teneur en matières solides
de 85,9 %.
B. Préparation du fluide de forage On a répété le mode opératoire de l'exemple
, mais en remplaçant l'anhydride poly(isQbutényl)succini-
que par une quantité égale de l'agent dispersant de la
partie A ci-dessus.
Le fluide de forage à rapport huile/eau de 30/70 obtenu avait des caractéristiques semblables à celles du fluide de l'exemple 10. Il ne présentait pas de sédimention ni de séparation de la phase d'huile après
maintien pendant 24 heures à la température ambiante.-
EXEMPLE 15
A. Préparation de l'agent dispersant
On a fait réagir un mélange d'anhydride poly-
(isobutényl)succinique de poids moléculaire 1000 (solution à 85 %, 300,0 parties) et d'acide glycolique (19,4 parties) comme décrit dans l'exemple 1, partie B. Le produit avait
une teneur en matières solides de 85,9 %.
B. Préparation du fluide de forage On a répété le mode opératoire de l'exemple , en remplaçant l'anhydride poly(isobutényl)succinique par une quantité égale de l'agent dispersant de la partie
A ci-dessus.
Le fluide de forage résultant était semblable, par ses caractéristiques et sa stabilité, à celui de
l'exemple 10.
EXEMPLE 16
A. Préparation de l'agent dispersant
Un mélange d'anhydride poly(isobutényl)succini-
que de poids moléculaire 1000 (solution à 85 %, ,1 parties) et de monoéthanolamine (9,9 parties) a été chauffé pendant 3 heures à 70 C sous une atmosphère d'azote dans un ballon à fond rond équipé d'un agitateur
256-D228
du type à ancre. On a ensuite ajouté au produit de l'acide monochloracétique (15,1 parties) et on a continué de chauffer en agitant pendant 5 heures à 160 C. Le produit avait une teneur en matières solides de 85,6 S. B. Préparation du fluide de forage On a répété le mode opératoire de l'exemple , en remplaçant l'anhydride poly(isobutényl) succinique par une quantité égale de l'agent dispersant de la partie
A ci-dessus.
Le fluide de forage résultant était semblable, par ses caractéristiques et sa stabilité, à celui de
l'exemple 10.
EXEMPLE 17
A. Préparation de l'agent dispersant
Un mélange d'anhydride poly(isobutényl)succini-
que de poids moléculaire 1000 (solution à 85 %, 313,0 parties) et de tris(hydroxyméthyl)aminométhane (32,2 parties) a été chauffé sous agitation, sous une atmosphère d'azote, pendant 3 heures à 110 C. Le produit
avait une teneur en matières solides de 86,4 %.
B. Préparation du fluide de forage On a répété le mode opératoire de l'exemple , en remplaçant l'anhydride poly(isobutényl)succinique par une quantité égale de l'agent dispersant de la partie
A ci-dessus.
Le fluide de forage résultant était semblable, par ses caractéristiques et sa stabilité, à celui de
l'exemple 10.
EXEMPLE 18
A. Préparation de l'agent dispersant
On a fait réagir un mélange d'anhydride poly-
(isobutényl)succinique de poids moléculaire 1000 (solution à 85 %, 359,9 parties) et d'éthylène-glycol (18,63 parties) comme décrit dans l'exemple 1, partie B, à la différence
que la température de réaction utilisée était de 140 C.
63228
Le produit avait une terreur en matières solides de 86,0%
en poids.
B. Préparation du fluide de forage On a répété le mode opératoire de l'exemple 10, en remplaçant l'anhydride poly(isobutényl)succinique par une quantité égale de l'agent dispersant de la partie
A ci-dessus.
Le fluide de forage résultant était semblable, par ses caractéristiques et sa stabilité, à celui de
l'exemple 10.
EXEMPLE 19
A. Préparation de l'agent dispersant
On a fait réagir un mélange d'anhydride poly-
(isobutényl)succinique de poids moléculaire 1000 (solution à 85 %, 200,0 parties) et de diméthylamino-éthanol (15,15 parties) comme décrit dans la partie B de l'exemple 1. Le produit avait une teneur en matières solides de
86,1 %.
B. Préparation du fluide de forage On a répété le mode opératoire de l'exemple
, mais en remplaçant l'anhydride poly(isobutényl)succini-
que par une quantité égale de l'agent dispersant de la
partie A ci-dessus.
Le fluide de forage résultant était semblable, par ses caractéristiques et sa stabilité, à celui de
l'exemple 10.
EXEMPLE COMPARATIF
On a répété le mode opératoire de la partie C de l'exemple 1, mais en utilisant les constituants suivants: Agent émulsionnant de la partie A de l'exemple 1: 2,13 parties
Kérosène à faible teneur en hydro-
carbures aromatiques: 16,09 parties Sulfate de baryum en poudre: 38,25 parties Gel de bentonite de l'exemple 1: 1,02 partie Chlorure de calcium: 10,63 parties Eau déminéralisée: 31,88 parties Le fluide de forage à rapport huile/eau de 30/70 ainsi obtenu avait une masse volumique de 1,40 g/cm3 et une teneur en agent émulsionnant de 5,0% sur la base de la phase dispersée. Toutefois, dès la fin de la mise en émulsion avec le mélangeur "Silverson", le produit a subi une rupture totale de l'émulsion, avec formation d'amas grossier de sulfate de baryum dans la phase aqueuse inferieure et séparation de la phase huileuse
sous la forme d'une phase supérieure laiteuse.
EXEMPLE 20
On a répété le mode opératoire de la partie
C de l'exemple 1, mais en utilisant les quantités sui-
vantes des constituants: Agent émulsionnant de la partie A de l'exemple 1: 1,27 partie Agent dispersant de la partie B de l'exemple 1: 0,75 partie
Kérosène à faible teneur en hydro-
carbures aromatiques: 9,10 parties Sulfate de baryum en poudre: 62,89 parties Gel de bentonite: 0,61 partie Chlorure de calcium 6,35 parties Eau déminéralisée: 19,10 parties Le fluide de forage à rapport huile/eau de /70 ainsi obtenu avait une masse volumique de 2,0 g/cm3 et une teneur en agent émulsionnant de 5,0 % sur la base de la phase dispersée.Après maintien à la température ambiante,
pendant 72 heures, ce fluide ne présentait pas de sédimen-
tation et une légère séparation de la phase d'huile était
seule apparue.
EXEMPLE 21
A. Preparation de l'agent dispersant On a fait réagir comme décrit dans la partie
B de l'exemple 1 un mélange d'anhydride poly(isobutényl)-
succinique de poids moléculaire 750 (100 % de matières solides, 1200,0 parties), de mono-éthanolamine
(100,7 parties) et de xylène (136 parties).
Le produit avait une teneur en matières solides
de 80,0 %.
B. Preparation du fluide de forage On a répété le mode opératoire décrit dans
l'exemple 11, mais en remplaçant l'agent dispersant uti-
lisé dans cet exemple par une quantité égale de l'agent
dispersant de la partie A ci-dessus.
Le fluide de forage ainsi obtenu avait une masse volumique de 1,40 g/cm3 et une teneur en agent
émulsionnant de 5,0 % sur la base de la phase dispersée.
Après maintien à la température ambiante pendant 72 heures, il ne présentait pas de sédimentation ni de séparation
de la phase d'huile.
EXEMPLE 22
A. Préparation de l'agent dispersant On a fait réagir comme décrit dans la partie
B de l'exemple 1, un mélange d'anhydride poly(isobutényl)-
succinique de poids moléculaire 750 (100 % de matières solides, 1200,0 parties), de diéthanolamine (171,7 parties) et de xylène (272 parties). Le produit avait une teneur
en matières solides de 80,0 %.
B. Préparation du fluide de forage On a répété le mode opératoire de l'exemple 11, mais en remplaçant l'agent dispersant utilisé dans cet exemple par une quantité égalede l'agentdispersant de
la partie A ci-dessus.
Le fluide de forage résultant était semblable par ses caractéristiques à celui de l'exemple 11. Il ne présentait pas de sédimentation ni de séparation de la phase d'huile après conservation à la température
ambiante pendant 72 heures.
EXEMPLE 23
On a répété le mode opératoire de la partie C de l'exemple 1, mais avec les constituants suivants: Agent émulsionnant de la partie A de l'exemple 1: 2,14 parties Agent dispersant de la partie B de l'exemple 1: 0,49 partie
Kérosène à faible teneur en hydro-
carbures aromatiques: 16,18 parties Sulfate de baryum en poudre:38,46 parties Chlorure de magnésium:10,68 parties Eau déminéralisée:32,05 parties Le fluide de forage à rapport huile/eau de /70 ainsi obtenu avait une masse volumique de 1,40 g/cm3 et une teneur en agent émulsionnant de 5,0% sur la base de la phase dispersée. Après maintien à la température ambiante pendant 120 heures, on n'a pas détecté
de sédimentation ni de séparation de la phase d'huile.
EXEMPLE 24
A. Préparation de l'agent émulsionnant On a répété le mode opératoire de la partie
A de l'exemple 1, mais en utilisant, à la place du poly-
éthylène-glycol de poids moléculaire 1500 (290 parties), un mélange de polyéthylène-glycol de poids moléculaire 1500 (136,7 parties) et de polyéthylène-glycol de poids moléculaire 4000 (303,7 parties). Le produit avait une teneur en matières solides de 96 % et une viscosité de 4,8.10 1 Pa.s, mesurée à 75 % de matières solides dans
le xylène.
B. Préparation du fluide de forage On a répété le mode opératoire de la partie C de l'exemple 1, mais en utilisant les constituants suivants: Agent émulsionnant de la partie A ci-dessus 2,12 parties Agent dispersant de la partie B de l'exemple 1 0,48 partie Kérosène à faible teneur en hydro- carbures aromatiques: 16,01 parties Sulfate de baryum en poudre: 38,07 parties Gel de bentonite 1,01 partie Chlorure de calcium: 10,58 parties Eau déminéralisée: 31,73 parties Le fluide de forage à rapport huile/eau de /70 ainsi obtenu avait une masse volumique de 1,40 g/cm3 et une teneur en agent émulsionnant de 5,0% sur la base de la phase dispersée. Après maintien à 70 C pendant 48 heures, il ne présentait pas de signes de sédimentation et une légère séparation de la phase d'huile
était seule apparue.
EXEMPLE 25
On a répété le mode opératoire de la partie
B de l'exemple 24, mais en utilisant les quantités sui-
vantes de constituants: Agent émulsionnant de la partie A de l'exemple 24 1,50 partie Agent dispersant de la partie B de l'exemple 1 0,48 partie
Kérosène à faible teneur en hydro-
carbures aromatiques: 28,40 parties Sulfate de baryum en poudre: 37,66 parties Gel de bentonite 2,07 parties Chlorure de calcium 7,47 parties Eau déminéralisée 22,42 parties Le fluide de forage à rapport huile/eau de /50 ainsi obtenu avait une masse volumique de 1,40 g/cm3 et une teneur en agent émulsionnant de 5,0% sur la base de la phase dispersée. Après maintien à la température ambiante pendant 120 heures, il ne présentait qu'un léger degré de faible sédimentation et une légère
séparation de la phase d'huile.
EXEMPLE 26
On a répété le mode opératoire de la partie B de l'exemple 24, mais avec les quantités suivantes de constituants: Agent émulsionnant de la partie A de l'exemple 24: 0,89 partie Agent dispersant de la partie B de l'exemple 1: 0,47 partie
Kérosène à faible teneur en hydro-
carbures aromatiques: 40,64 parties Sulfate de baryum en poudre: 37,39 parties Gel de bentonite: 2,81 parties Chlorure de calcium: 4,45 parties Eau déminéralisée: 13,35 parties Le fluide de forage à rapport huile/eau de /30 ainsi obtenu avait une masse volumique de 1,40 g/cm3 et une teneur en agent émulsionnant de 5,0% sur la base de la phase dispersée. Apres maintien à la température ambiante pendant 120 heures, il présentait un degré modéré de légère sédimentation et une faible
séparation de la phase d'huile.
EXEMPLE 27
On a répété le mode opératoire de la partie C de l'exemple 1, mais avec les constituants suivants: Agent émulsionnant de la partie A de l'exemple 1: 1,53 partie Agent dispersant de la partie B de l'exemple 1: 0,49 partie
Kérosène à faible teneur en hydro-
carbures aromatiques: 16,79 parties Sulfate de baryum en poudre: 38,46 parties Chlorure de calcium: 10,68 parties Eau déminéralisée: 32,05 parties Le fluide de forage à rapport huile/eau de /70 résultant avait une masse volumique de 1,40 g/cm3 et une teneur en agent émulsionnant de 3,6 % sur la base de la phase dispersée. Après maintien à la température
ambiante pendant 72 heures, il ne présentait pas de sédi-
mentation ni de séparation de la phase d'huile.
EXEMPLE 28
On a répété le mode opératoire de la partie C de l'exemple 1, mais avec les constituants suivants: Agent émulsionnant de la partie A de l'exemple 1: 1,22 partie Agent dispersant de la partie B de l'exemple 1: 0,49 partie
Kérosène à faible teneur en hydro-
carbures aromatiques: 10,99 parties Sulfate de baryum en poudre: 38,46 parties Chlorure de calcium: 12,21 parties Eau déminéralisée: 36,63 parties Le fluide de forage résultant avait un rapport huile/eau de 20/80 et une masse volumique de 1,40 g/cm3; la teneur en agent émulsionnant était de 2,5 % sur la
base de la phase dispersée. Apres maintien à la tempéra-
ture ambiante pendant 72 heures, le fluide ne présentait
pas de sédimentation ni de séparation de la phase d'huile.

Claims (9)

REVENDICATIONS
1. Composition de fluide de forage du type
inversé à base d'huile, caractérisée en ce qu'elle ren-
ferme (i) comme agent de mise en émulsion de la phase de saumure dans la phase d'huile, un copolymère séquencé ou greffé de formule générale (ACOO)mB, dans laquelle (a) A est un composant polymérique de poids moléculaire au moins égal à 500 et est le résidu d'un acide monocarboxylique complexe soluble dans l'huile de formule générale
R 1
C RO - C -(R2)-C OC - (R2}n-COOH dans laquelle R est l'hydrogène ou un groupe hydrocarboné ou hydrocarboné substitué monovalent, R1 est l'hydrogène ou un groupe hydrocarboné monovalent en C1 à C24, n est égal à zéro ou à I et p est égal à zéro ou à un nombre entier allant jusqu'à 260; et (b) B est un composant polymérique de poids moléculaire au moins égal à 500 et, au cas o m est égal à 2, est le résidu divalent d'un polyalkylène-glycol hydrosoluble de formule générale [ 13 i13
H O H- C- CH- C - CH OH
T H 21 2
H.'jq H dans laquelle R3 est l'hydrogène ou un groupe alkyle en C1 à C3, _ est un nombre entier de 10 à 500 ou bien, au cas ou m est supérieur à 2, il est le résidu de valence r d'un poTyéther-polyol hydrosoluble de formule générale
13 CH2}
dans laquelle R3 et _ ont les définitions données ci-
dessus, r est égal à zéro ou à un nombre entier de 1 à 500, sous réserve que le nombre total de motifs R3
R54- O - C - CH2
OH
dans la molécule soit au moins égal à 10, et R4 est le rési-
du d'un composé organique contenant dans la molécule m atomes d'hydrogène réactifs envers un oxyde d'alkylène, et (ii) comme agent de dispersion de la matière solide en particules dans la phase d'huile, un surfactant contenant un composant hydrophobe qui est une chaine hydrocarbonée saturée ou non saturée contenant 30 à 500 atomes de carbone et un composant polaire qui est capable de s'adsorber sur la surface de la matière solide en particules.
2. Composition suivant la revendication 1, caractérisée en ce que le composant polymérique A de l'agent copolymérique (i) est le résidu d'une chaîne de poly(acide 12- hydroxystéarique) terminée par de l'acide stéarique et d'un poids moléculaire d'environ 1750, et le composant polymérique B de l'agent (i) est dérivé d'un polyéthylene-glycol de poids moléculaire de 1500, ledit
composant B constituant 30 % en poids de l'agent copolymé-
rique (i).
3. Composition suivant la revendication 1 ou la revendication 2, caractérisée en ce que le composant
hydrophobe de l'agent dispersant (ii) est un poly(iso-
butane) d'un poids moléculaire moyen compris dans l'inter-
valle de 400 à 5000.
4. Composition suivant la revendication 3, caractérisée en ce que l'agent dispersant (ii) est un anhydride poly(isobutényl)succinique d'un poids moléculaire
moyen compris dans l'intervalle de 400 à 5000.
5. Composition suivant la revendication 3, caractérisée en ce que l'agent dispersant (ii) est le
produit de réaction d'un anhydride poly(isobutényl)succini-
que d'un poids moléculaire moyen dans l'intervalle de 400 à 5000 avec un composé de caractère polaire contenant
dans sa molécule au moins un groupe hydroxyle ou amino.
6. Composition suivant la revendication 5, caractérisée en ce que l'agent dispersant (ii) est le
produit de réaction d'un anhydride poly(isobutényl)succini-
que de poids moléculaire moyen dans l'intervalle de 400 à 5000, avec un composé de caractère polaire contenant dans sa molécule au moins un groupe hydroxyle ou amino
et un groupe carboxyle.
7. Composition suivant l'une quelconque des
revendications 1 à 6, caractérisée en ce que les compo-
sants liquides consistent en 90 à 10 % en poids de la phase d'huile et en 10 à 90 % en poids de la phase de saumure.
8. Composition suivant l'une quelconque des
revendications 1 à 7, caractérisée en ce que la quantité
incorporée d'agent émulsionnant (i) se situe dans l'inter-
valle de 0,2 à 10 % en poids sur la base de la phase
de saumure.
31 2563228
9. Composition suivant l'une quelconque des
revendications 1 à 8, caractérisée en ce que l'agent
dispersant (ii) est présent en une quantité de 0,1 à % en poids sur la base de l'agent alourdissant qui
est présent.
FR8506245A 1984-04-24 1985-04-24 Composition de fluides de forage de type inverse a base d'huile Expired FR2563228B1 (fr)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB848410393A GB8410393D0 (en) 1984-04-24 1984-04-24 Fluid compositions

Publications (2)

Publication Number Publication Date
FR2563228A1 true FR2563228A1 (fr) 1985-10-25
FR2563228B1 FR2563228B1 (fr) 1987-09-18

Family

ID=10559961

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
FR8506245A Expired FR2563228B1 (fr) 1984-04-24 1985-04-24 Composition de fluides de forage de type inverse a base d'huile

Country Status (6)

Country Link
US (1) US4776966A (fr)
JP (1) JPH0686593B2 (fr)
CA (1) CA1229972A (fr)
FR (1) FR2563228B1 (fr)
GB (2) GB8410393D0 (fr)
NO (1) NO162119C (fr)

Families Citing this family (45)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5051205A (en) * 1990-04-18 1991-09-24 Atochem North America, Inc. Process of forming a stable colloidal dispersion
US5099930A (en) * 1990-04-27 1992-03-31 Baker Hughes Incorporated Drilling fluid methods and composition
US5007489A (en) * 1990-04-27 1991-04-16 Baker Hughes Incorporated Drilling fluid methods and composition
US5283235A (en) * 1992-03-17 1994-02-01 The Lubrizol Corporation Compositions containing esters of carboxy-containing interpolymers and methods of using the same
CA2091420A1 (fr) * 1992-03-17 1993-09-18 Richard W. Jahnke Compositions contenant des combinaisons d'agents tensio-actifs et des derives d'un agent succinique d'acylation ou des composes hydroxyaromatiques, et methodes d'utilisation
US5330662A (en) * 1992-03-17 1994-07-19 The Lubrizol Corporation Compositions containing combinations of surfactants and derivatives of succinic acylating agent or hydroxyaromatic compounds and methods of using the same
CA2091402A1 (fr) * 1992-03-17 1993-09-18 Richard W. Jahnke Compositions renfermant des derives d'un agent d'acylation succinique ou de composes hydroxyaromatiques; methode d'utilisation
US5470822A (en) * 1994-05-18 1995-11-28 Arco Chemical Technology, L.P. Low-toxicity invert emulsion fluids for well drilling
US5633220A (en) * 1994-09-02 1997-05-27 Schlumberger Technology Corporation High internal phase ratio water-in-oil emulsion fracturing fluid
US5710110A (en) * 1995-05-15 1998-01-20 Rheox, Inc. Oil well drilling fluids, oil well drilling fluid anti-settling and method of providing anti-setting properties to oil well drilling fluids
US5707940A (en) * 1995-06-07 1998-01-13 The Lubrizol Corporation Environmentally friendly water based drilling fluids
US7918289B2 (en) * 1996-07-24 2011-04-05 M-I L.L.C. Method of completing a well with sand screens
US20080064613A1 (en) * 2006-09-11 2008-03-13 M-I Llc Dispersant coated weighting agents
WO2000022063A1 (fr) 1998-10-12 2000-04-20 The Dow Chemical Company Procede de traitement de formations souterraines
NO315565B2 (no) * 2001-04-09 2010-01-18 Yara Int Asa Brønnvæske
GB0120912D0 (en) * 2001-08-29 2001-10-17 Bp Exploration Operating Process
GB0213599D0 (en) 2002-06-13 2002-07-24 Bp Exploration Operating Process
US20040111957A1 (en) * 2002-12-13 2004-06-17 Filippini Brian B. Water blended fuel composition
US20050020455A1 (en) * 2003-03-04 2005-01-27 Richard Mapp Film forming and mechanical lubricant combination
US7045580B2 (en) 2003-10-20 2006-05-16 The Lubrizol Corporation Oil-in-water emulsifiers
GB0405273D0 (en) * 2004-03-09 2004-04-21 Ici Plc Improved drilling fluids
GB2421038B (en) * 2004-11-23 2006-11-01 Mi Llc Emulsifier-free wellbore fluid
US7741250B2 (en) * 2006-05-11 2010-06-22 Chevron Phillips Chemical Company Lp Wellbore servicing fluids comprising grafted homopolymers and methods of using same
US20080280791A1 (en) * 2007-05-01 2008-11-13 Chip Hewette Lubricating Oil Composition for Marine Applications
EP2154224A1 (fr) 2008-07-25 2010-02-17 Bp Exploration Operating Company Limited Procédé pour effectuer une opération de puits de forage
RU2012104567A (ru) 2009-07-09 2013-08-20 ТЕХАС ЮНАЙТЕД КЕМИКАЛ КОМПАНИ, ЭлЭлСи Сверхвысоковязкие тампоны и способы их применения в системе бурения нефтяных скважин
US8207099B2 (en) * 2009-09-22 2012-06-26 Afton Chemical Corporation Lubricating oil composition for crankcase applications
CA2784287C (fr) 2009-12-22 2017-07-18 Evonik Degussa Corporation Procede a base d'emulsion pour preparer des microparticules et ensemble d'unite de travail destinee a etre utilisee dans le procede
US9315621B2 (en) 2010-03-17 2016-04-19 Croda, Inc. Polymeric surfactant
WO2012121294A1 (fr) * 2011-03-08 2012-09-13 株式会社クレハ Composition de particules de résine d'acide polyglycolique pour perçage, et procédé de fabrication de celle-ci
EP2707451B1 (fr) 2011-05-12 2015-03-25 BP Exploration Operating Company Limited Procédé de conduite d'une opération de forage
US8575072B2 (en) 2011-09-29 2013-11-05 Chevron Phillips Chemical Company Lp Fluid loss additives and methods of making and using same
US9034800B2 (en) 2011-09-29 2015-05-19 Chevron Phillips Chemical Company Lp Fluid loss additives and methods of making and using same
NZ704022A (en) 2012-08-20 2016-05-27 Tucc Technology Llc Solubilized polymer concentrates, methods of preparation thereof, and well drilling and servicing fluids containing the same
EP3371271B1 (fr) * 2015-11-02 2022-01-05 The Lubrizol Corporation Lubrifiant pour fluide de forage à base d'eau
EP3252130B1 (fr) * 2016-06-03 2021-02-17 Infineum International Limited Ensemble d'additifs et composition d'huile lubrifiante
US10676658B2 (en) 2017-08-15 2020-06-09 Saudi Arabian Oil Company Oil-based drilling fluids for high pressure and high temperature drilling operations
US10988659B2 (en) * 2017-08-15 2021-04-27 Saudi Arabian Oil Company Layered double hydroxides for oil-based drilling fluids
CN111032818A (zh) 2017-08-15 2020-04-17 沙特阿拉伯石油公司 油基钻井液的热稳定表面活性剂
US10876039B2 (en) 2017-08-15 2020-12-29 Saudi Arabian Oil Company Thermally stable surfactants for oil based drilling fluids
US10793762B2 (en) 2017-08-15 2020-10-06 Saudi Arabian Oil Company Layered double hydroxides for oil-based drilling fluids
US10647903B2 (en) 2017-08-15 2020-05-12 Saudi Arabian Oil Company Oil-based drilling fluid compositions which include layered double hydroxides as rheology modifiers and amino amides as emulsifiers
US10745606B2 (en) 2017-08-15 2020-08-18 Saudi Arabian Oil Company Oil-based drilling fluid compositions which include layered double hydroxides as rheology modifiers
US10640696B2 (en) 2017-08-15 2020-05-05 Saudi Arabian Oil Company Oil-based drilling fluids for high pressure and high temperature drilling operations
GB201803610D0 (en) 2018-03-07 2018-04-18 Croda Int Plc Drilling fluid

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2661334A (en) * 1952-02-11 1953-12-01 Standard Oil And Gas Company Water-in-oil emulsion drilling fluid
GB2002400A (en) * 1977-07-12 1979-02-21 Ici Ltd Block or graft copolymers and their use as surfactants

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3269946A (en) * 1961-08-30 1966-08-30 Lubrizol Corp Stable water-in-oil emulsions
GB1009197A (en) * 1961-08-30 1965-11-10 Lubrizol Corp Stable water-in-oil emulsion
US3709819A (en) * 1971-05-14 1973-01-09 Milchem Inc Oil phase drilling fluid additive, composition and process
DE2862369D1 (en) * 1977-07-12 1984-03-08 Ici Plc Linear or branched ester-ether block copolymers and their use as surfactants either alone or in blends with conventional surfactants
US4306980A (en) * 1979-12-03 1981-12-22 Nl Industries, Inc. Invert emulsion well-servicing fluids
US4425462A (en) * 1982-09-13 1984-01-10 Exxon Research And Engineering Co. Drilling fluids based on sulfonated elastomeric polymers

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2661334A (en) * 1952-02-11 1953-12-01 Standard Oil And Gas Company Water-in-oil emulsion drilling fluid
GB2002400A (en) * 1977-07-12 1979-02-21 Ici Ltd Block or graft copolymers and their use as surfactants

Also Published As

Publication number Publication date
FR2563228B1 (fr) 1987-09-18
GB8410393D0 (en) 1984-05-31
JPH0686593B2 (ja) 1994-11-02
GB2157744A (en) 1985-10-30
GB8508875D0 (en) 1985-05-09
CA1229972A (fr) 1987-12-08
NO851623L (no) 1985-10-25
NO162119B (no) 1989-07-31
JPS60238384A (ja) 1985-11-27
GB2157744B (en) 1987-08-26
NO162119C (no) 1989-11-15
US4776966A (en) 1988-10-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
FR2563228A1 (fr) Composition de fluides de forage de type inverse a base d'huile
US7338608B2 (en) Solid-liquid separation of oil-based muds
US6846420B2 (en) Process for removing oil from solid materials recovered from a well bore
EP1294821B1 (fr) Fluide de puits a base d'huile comprenant un systeme emulsifiant stable en temperature et non polluant
US2946746A (en) Oil-external emulsion drilling fluids
US4659486A (en) Use of certain materials as thinners in oil-based drilling fluids
FR2539425A1 (fr) Additifs pour fluides de forage a base huileuse et leur preparation
FR2518564A1 (fr) Fluides pour puits de forage a base d'une emulsion inverse
JPH04505336A (ja) o/wエマルジョン型の水系掘削液における選ばれた親油性アルコールの使用および生態学的許容性の改良された掘削液
FR2601885A1 (fr) Compositions dispersantes pour le traitement de nappes d'huile a la surface de l'eau
US5678631A (en) Process for removing solids from a well drilling system
CN109312612A (zh) 液体聚合物组合物
DE69838415T2 (de) Auf öl-basierte Bohrschlämme mit erhöhter Viskosität
WO2012152889A1 (fr) Procédé de conduite d'une opération de forage
EP1697482B1 (fr) Fluide de puits à base d' huile comprenant un système émulsifiant non-polluant, utilisable pour tout type d' huile de base et stable vis-à -vis de la formation des hydrates de gaz
US20180142135A1 (en) Invert emulsifiers from dcpd copolymers and their derivatives for drilling applications
FR2791351A1 (fr) Boue de forage biodegradable et procede de preparation
EP1098950B1 (fr) Procede d'utilisation de boues de forage biodegradables
CA1271278A (fr) Emulsions cationiques de liants bitumineux du type bitume/polymere et systeme emulsifiant cationique utilisable notamment pour l'obtention de ces emulsions
FR2535338A1 (fr) Procede de lutte contre la pollution des eaux de mer et compositions dispersantes pour la mise en oeuvre du procede
JPH09316438A (ja) 油処理剤
FR2521583A1 (fr) Fluides de forage et procede pour leur utilisation
FR2521582A1 (fr) Fluide de forage et procede pour son utilisation
RO109322B1 (ro) Compoziții de substanțe și procedeu pentru depoluarea solului subacvatic, infestat cu produse petroliere
NL8103019A (nl) Vloeistofsamenstelling voor boorvloeistof.

Legal Events

Date Code Title Description
ST Notification of lapse