ITMI950432A1 - Fluido di perforazione a base di olio - Google Patents
Fluido di perforazione a base di olio Download PDFInfo
- Publication number
- ITMI950432A1 ITMI950432A1 IT95MI000432A ITMI950432A ITMI950432A1 IT MI950432 A1 ITMI950432 A1 IT MI950432A1 IT 95MI000432 A IT95MI000432 A IT 95MI000432A IT MI950432 A ITMI950432 A IT MI950432A IT MI950432 A1 ITMI950432 A1 IT MI950432A1
- Authority
- IT
- Italy
- Prior art keywords
- oil
- paraffins
- weight
- composition
- oil base
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 15
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 11
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 claims abstract description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 44
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 32
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 16
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 14
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N (3e,6e)-deca-3,6-diene Chemical compound CCC\C=C\C\C=C\CC GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N 0.000 claims description 8
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 5
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 4
- 238000006384 oligomerization reaction Methods 0.000 claims description 4
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 4
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 claims description 4
- 208000005156 Dehydration Diseases 0.000 claims description 3
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 3
- -1 visors Substances 0.000 claims description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 25
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 13
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 6
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 6
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 5
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 5
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 5
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 5
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 5
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 5
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 4
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 4
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 4
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 4
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 4
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 3
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 3
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 3
- AFFLGGQVNFXPEV-UHFFFAOYSA-N 1-decene Chemical compound CCCCCCCCC=C AFFLGGQVNFXPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N Fumaric acid Chemical compound OC(=O)\C=C\C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 231100000215 acute (single dose) toxicity testing Toxicity 0.000 description 2
- 238000011047 acute toxicity test Methods 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- 239000000539 dimer Substances 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 2
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N potassium dichromate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 2
- IIZPXYDJLKNOIY-JXPKJXOSSA-N 1-palmitoyl-2-arachidonoyl-sn-glycero-3-phosphocholine Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@H](COP([O-])(=O)OCC[N+](C)(C)C)OC(=O)CCC\C=C/C\C=C/C\C=C/C\C=C/CCCCC IIZPXYDJLKNOIY-JXPKJXOSSA-N 0.000 description 1
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000238424 Crustacea Species 0.000 description 1
- 241001494246 Daphnia magna Species 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical group C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 241001465754 Metazoa Species 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000589636 Xanthomonas campestris Species 0.000 description 1
- 231100000403 acute toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000007059 acute toxicity Effects 0.000 description 1
- 229910001420 alkaline earth metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006471 dimerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000001530 fumaric acid Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052949 galena Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000004021 humic acid Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N lead(ii) sulfide Chemical compound [Pb]=S XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000787 lecithin Substances 0.000 description 1
- 229940067606 lecithin Drugs 0.000 description 1
- 235000010445 lecithin Nutrition 0.000 description 1
- 231100000636 lethal dose Toxicity 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 1
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 1
- 238000004949 mass spectrometry Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000002895 organic esters Chemical class 0.000 description 1
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920001281 polyalkylene Polymers 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000002522 swelling effect Effects 0.000 description 1
- 239000010689 synthetic lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003440 toxic substance Substances 0.000 description 1
- 231100000820 toxicity test Toxicity 0.000 description 1
- 150000003626 triacylglycerols Chemical class 0.000 description 1
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 1
- 239000004034 viscosity adjusting agent Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)
- External Artificial Organs (AREA)
- Cosmetics (AREA)
Abstract
Fluido di perforazione a bassa tossicità che comprende, come base oleosa, una composizione di idrocarburi pressoché totalmente saturi costituita da n-paraffine e iso-paraffine C9-C40, con un contenuto in C10-C19 da 65% a 100% peso, il rapporto in peso tra n-paraffine e iso-paraffine essendo da 55/45 e 20/80.
Description
Descrizione
La presente invenzione riguarda un fluido di perforazione a base di olio a bassa tossicità e più pa.rticolarmente un fluido di perforazione che contiene una fase liquida continua non-acquosa.
Sono ben note ai tecnici del ramo le funzioni che devono svolgere i fluidi di perforazione, chiamati anche "fanghi (muds) di perforazione" durante le operazione di trivellazione di un pozzo petrolifero o gassifero.
Ad esempio essi vengono formulati allo scopo di avere :
i) una viscosità relativamente bassa a tutte le temperature normalmente incontrate, dalla testa del pozzo sino al fondo del pozzo stesso, in tal modo minimizzando costi e problemi;
ii) una densità sufficiente a mantenere in sospensione i detriti;
iii) un punto di infiammabilità sufficientemente elevato da ridurre i rischi di incendi ed esplosioni.
Le basi liquide maggiormente utilizzate nei fanghi di perforazione sono soluzioni acquose, olii, emulsioni in acqua e in olio.
Varie sostanze colloidali (ad esempio le argille), agenti addensanti {densifying componente come la barite) e/o additivi speciali (ad esempio inibitori di corrosione, modificatori della viscosità, emulsionanti) vengono normalmente additivati alla base liquida allo scopo di rendere il fango adatto a particolari operazioni di perforazione .
Benché in linea di principio le soluzioni acquose siano, per il loro basso costo, normalmente usate come liquido base per fanghi di perforazione, i più costosi fanghi a base di olio offrono spesso parecchi vantaggi rispetto ai fanghi acquosi.
Ad esemplo fanghi a base di olio sono più vantaggiosi nel caso in cui il fango venga a contatto con formazioni contenenti argille reattive all'acqua, sono inoltre più efficaci nel lubrificare gli scalpelli e le condotte utilizzate nella perforazione, sono normalmente più stabili alla alte temperature spesso incontrate nella perforazione.
A motivo del loro basso costo e della loro larga disponibilità, petrolio greggio e distillati del petrolio, come diesel N*2, jet "A" e kerosene, sono spesso utilizzati per formulare fanghi di perforazione oleosi. Talvolta sono usati anche residui petroliferi liquidi pesanti, spesso contenenti rilevanti quantità di asfalteni.
Tutte queste frazioni petrolifere contengono normalmente quantità rilevanti di aromatici e quantità non trascurabili di olefine, entrambe queste classi di prodotti essendo dannose o tossiche verso la vita animale e vegetale.
Si cercano quindi di studiare fanghi a bassa tossicità.
Così, ad esempio, US-A-5 ,096,883 descrive una formulazione di fango a base di olio essenzialmente costituita da una o più iso-paraffine (dette anche "branched chain paraffina") aventi da 18 a circa 40 atomi per molecola. Il suddetto documento esemplifica l'uso del prodotto derivante da dimerizzazione e successiva idrogenazione di 1-decene.
Restava il problema di utilizzare basi oleose contenenti anche quantitativi piuttosto consistenti di n-paraffine, sottoprodotti indesiderati di svariati processi petrolchimici.
IT-A-20106 A/80 descrive la polimerizzazione, più esattamente la oligomerlzzazione, di olefine interne, particolarmente di olefine interne aventi un numero di atomi di carbonio da 12 a 20, preferibilmente da 15 a 18. La suddetta polimerizzazione avviene in presenza di opportuni catalizzatori, particolarmente addotti di A1C13 con esteri, complessi di BF3 con alcoli, acidi organici ed inorganici. Come evidenziato dalla spettrometria di massa e dalle titolazioni bromometriche, gli oligomeri hanno in genere un doppio legame per ogni molecola. Usualmente la oligomerizzazione produce miscele di dimeri e trimeri, gli oligomeri superiori essendo generalmente inferiori a 5-10%. Gli oligomeri insaturi vengono successivamente idrogenati in presenza di catalizzatori ben noti ai tecnici del ramo. I prodotti ottenuti, privi d:L eventuali leggeri, vengono chiamati PIO (poly-internal olefins). La principale utilizzazione delle PIO, particolarmente delle frazioni più altobollenti, è come base per olii lubrificanti sintetici. Restava il problema di una migliore valorizzazione delle frazioni più leggere, scarsamente utilizzabili come basi per olii lubrificanti a motivo della non soddisfacente temperatura di ebollizione e della insufficiente viscosità.
E' stata ora trovata una composizione di fluidi di perforazione a bassa tossicità a base oleosa che utilizza le frazioni più bassobollenti delle PIO, costituite essenzialmente da composizioni idrocarburiche contenenti percentuali decisamente consistenti di n-paraffine.
In accordo con ciò, la presente invenzione riguarda un fluido di perforazione a bassa tossicità che comprende:
(a) almeno 30% in volume di una base oleosa;
(b) almeno un additivo scelto tra emulsificanti.
viscosizzanti, bagnanti e "fluid-loss preventing agents" caratterizzato dal fatto che la base oleosa è una composizione di idrocarburi pressoché totalmente saturi che:
(i) è essenzialmente costituita da n-paraffine e da iso-paraffine da C9 a C40 con un contenuto da CIO a C19 da 6.5 a 100% peso, preferibilmente da 80 a 100% peso, ancor più preferibilmente da 80 a 100% di C14-C16, il rapporto in peso tra n-paraffine e iso-paraffine essendo da 55/45 a 20/80, preferibilmente da 50/50 a 25/75,
(ii) ha una viscosità cinematica a 40°C da 2.5 a 4.0 ciìt, preferibilmente da 2.9 a 3.3 cSt.
Con il termine di "composizione di idrocarburi pressoché totalmente saturi" si intende una composizione idrocarburica avente un grado di insaturazione inferiore al 10%, preferibilmente inferiore al 5%.
La composizione di idrocarburi pressoché totalmente saturi proviene, nella forma di attuazione preferita, dalla oligomerizzazione di olefine interne essenzialmente
preferibilmente Come già accennato, la
reazione {descritta in IT-A-20106 A/80) avviene in presenza di opportuni catalizzatori quali addotti di A1C13 con esteri, complessi di BF3 con alcoli, acidi organici ed inorganici, dispersioni di A1C13 su supporti costituiti da silice o allumina. E' tuttavia preferibile utilizzare complessi di BF3 con acidi inorganici.
Usualmente secondo questo processo è possibile ottenere un grado di conversione delle olefine interne di partenza da 70 a 90%, per cui si rende talvolta opportuno uno stadio di eliminazione di frazioni bassobollenti, essenzialmente costituite da olefine non reagite e da tracce di altre frazioni leggere. Preferibilmente questo stadio consiste in un allontanamento come teste di distillazione dei suddetti prodotti leggeri, effettuato preferibilmente dopo lo stadio di idrogenazione.
La composizione di idrocarburi pressoché totalmente saturi della presente invenzione viene ottenuta eliminando dalle PIO (poly-internal olefins) così ottenute la frazione più pesante. Questa operazione viene preferibilmente effettuata mediante distillazione. Le code di distillazione possono essere utilizzate come basi sintetiche per olii lubrificanti, mentre le teste, aventi la viscosità cinematica desiderata, sono utili come olio base nella formulazione dei fanghi di perforazione della presente invenzione.
Come noto ai tecnici del ramo, oltre alla composizione idrocarburica della presente invenzione, altri additivi sono normalmente aggiunti all'olio base allo scopo di modificare alcune caratteristiche quali la viscosità , la capacità di mantenere particelle in sospensione, la densità e così via.
Risulta ovvia, trattandosi di fanghi a bassa tossicità, la necessità che questi additivi non siano tossici oppure vengano aggiunti in quantità non nocive in modo da ottenere un fango a bassa tossicità..
Per quanto riguarda i modificanti, tra i più importanti sono quelli capaci di far variare la viscosità e mantenere in sospensione i solidi. I composti a tal scopo maggiormente utilizzati sono le argille e i polimeri. Le argille più comuni sono la bentonite (forma sodica della montmorillonite) e 1'attapulgite. Tuttavia molte altre argille e miscele di argille possono essere usate. Usualmente, allo scopo di migliorare la loro bagnabilità con l'olio base, le argille vengono fatte reagire con composti organici che hanno gruppi funzionali cationici, ad esempio sali d'ammonio quaternario che contengono gruppi alchilici di almeno 12 atomi di carbonio per molecola.
Sostanze polimeriche utili per alimentare la viscosità del fango a base olio della presente invenzione sono 1 poliacrilati, i derivati della cellulosa, gli amidi e i polimeri prodotti da batteri quali lo Xanthomonas campestris.
La densità dei fanghi della presente invenzione può, se necessario, essere variata mediante l'addizione dei cosiddetti "weighting agents", come barite, galena, ossidi di ferro, siderite e simili. Allo scopo di mantenere questi additivi solidi in sospensione, i fanghi di perforazione a base di olio vengono generalmente additivati con sostanze capaci di far bagnare di olio questi additivi. Tipici agenti bagnanti sono la lecitina ed altri tensioattivi generalmente noti, come quelli descritti in US-A-2,943,051 (esteri organici di alcoli poliossidrilici) .
Allo scopo di impedire la migrazione di fluidi dal fango ad olio (fenomeno spesso noto come "filter loss") verso le formazioni oggetto di perforazione, i fanghi sono spesso additivati con agenti antifiltrato (denominati anche "fluid loss preventing agents"). Questi additivi acuiscono rivestendo la parete del pozzo e possono essere, per esempio, umati organofili preparati mediante reazione di acidi umici con ammidi di polialchilenpoliammine. Taluni umati, come quelli descritti in US-A-3,775,447) conferiscono al fango una maggiore stabilità ad alta temperatura.
Il fango di perforazione a base di olio della presente invenzione può essere preparato in modo simile a quelli normalmente usati per preparare fanghi a base olio. Ad esempio una procedura usuale per preparare un fango emulsionato consiste nel miscelare assieme la desiderata quantità di olio base e di emulsificante, i restanti componenti essendo aggiunti di seguito con vigorosa agitazione.
Usando una fase acquosa ed un agente emulsificante, la. composizione idrocarburica pressoché totalmente satura della presente invenzione può essere usata per formare una emulsione di acqua in olio utilizzabile come fango di perforazione della presente invenzione. La fase acquosa può essere acqua dolce oppure acqua contenente sali disciolti. Questi sali disciolti possono essere usati, ad esempio, per aumentare la densità e diminuire gli effetti rigonfianti sulle formazioni argillose. Tipici sali solubili in acqua sono sodio cloruro, potàssio cloruro, calcio cloruro e relative miscele.
Una emulsione di olio in acqua si ottiene mescolando assieme, nelle proporzioni desiderate, la composizione idrocarburica della presente invenzione, la fase acquosa e l'agente emulsif icante. L'emulsificante può essere un cosiddetto "emulsificante primario", usato da solo o in combinazione con un "emulsificante secondario".
Sono noti vari emulsificanti primari utilizzabili in questo campo, ad esempio le miscele di acidi grassi (i quali funzionano dopo la loro conversione a saponi, e quindi richiedono la presenza di quantità di ioni di metalli alcalini o alcalino-terrosi sufficienti a formare il sapone) e sali di sodio di acidi organici superiori. A3,tre sostanze, come i trigliceridi e i solfonati, possono essere usati come emulsificanti primari.
Esempi di emulsificanti secondari, che aiutano nel mantenere la stabilità della fase ad alte temperature ed in presenza di brine {calcio cloruro), sono le poliammidi, ad esempio quelle prodotte mediante reazione di una polialchilendiammina con un acido grasso, la quantità dell'ammina essendo superiore allo stechiometrico, e quindi facendo reagire la rimanente ammina con acidi carbossilici quali l'acido maleico e l'acido fumarico.
Quando si desiderasse una emulsione di acqua in olio, la quantità della composizione idrocarburica pressoché totalmente satura della presente invenzione usiata nella preparazione dell'emulsione è generalmente compresa da 65 a 95% in volume del totale dei liquidi (olio ed acqua), preferibilmente da 75 a 92% in volume. Possono tuttavia essere preparate emulsioni di acqua in olio contenenti almeno il 50% dell’olio base.
Nel caso si desiderasse sciogliere dei sali nella fase acquosa, essi possono essere disciolti in qualsiasi quantità desiderata, una preferita concentrazione di sali nell'acqua essendo da 20 a 35% peso della fase acquosa.
Gli additivi sopraccitati sono usualmente presenti nei seguenti rapporti:
- - un emulsificante, in quantità da 1 a 7 kg per metro cubo di fango di perforazione;
--- un'argilla o un viscosizzante polimerico, in quantità da 0.7 a 5 kg per metro cubo del fango di perforazione; un agente bagnante, in quantità fino a 4 kg per metro cubo del fango di perforazione;
-- un riduttore di filtrato, in quantità sino a 7 kg per metro cubo di fango di perforazione.
Ovviamente il fango di perforazione a bassa tossicità a base olio della presente invenzione può essere additivato di altre sostanze non-tossiche conosciute ai tecnici del ramo, capaci di impartire particolari caratteristiche ai fanghi di perforazione.
La formulazione della presente invenzione può essere additivata anche di Pour Point Depressant, a seconda del desiderato grado di Pour Point.
La formulazione della presente invenzione consente altresì una valorizzazione di sottoprodotti di reazione altrimenti non utilizzabili, con ovvi! vantaggi dal punto di vista ambientale e dal punto di vista di una migliore razionalizzazione degli impianti esistenti. Inoltre essa ha prestazioni pressoché equivalenti al gasolio, con il vantaggio di una minore tossicità.
I seguenti esempi vengono riportati per una migliore illustrazione della presente invenzione.
ESEMPI
Il fluido di perforazione viene preparato utilizzando la composizione idrocarburica pressoché totalmente satura così ottenuta:
In un'autoclave vengono caricate le olefine interne prevalentemente Più esattamente la composizione era lei seguente:
n-Paraffine: peso; C15 = 2.97% peso, = 1.12% peso per un totale di n-paraffine = 5.79%;
n-Olefine: = tracce; = 70.16% peso; = 17.37% peso per un totale di n-olefine = 87.53% peso;
Diolefine Aromatici isoolefine: 6.68% peso.
Nell'autoclave viene quindi caricato al 99% in quantità corrispondente allo 0.4% della carica olefinlea.
L'autoclave viene quindi bonificata con azoto.
Si degasa e si pressurizza con BF3 a circa 4-7 kg/cm2. Il BF3 viene caricato nella misura dì 1.4 parti per 100 parti di carica olefinlea.
La temperatura, inizialmente dì circa 15-18'C, aumenta per effetto della reazione sino a circa 40-50’C. Si riscalda ulteriormente sino a 60-70°C, mantenendo questa temperatura per 4-6 ore.
Sì interrompe il riscaldamento, si degasa il BF3 resìduo, si bonifica con azoto e si scarica la miscela oligomerizzata .
La suddetta miscela viene quindi neutralizzata con soluzione acquosa di NaOH sino a pH di circa 8-9.
Dopo neutralizzazione, la miscela viene idrogenata a circa 180*C con pressione di H2 di circa 20-25 kg/cm2 per circa 6-8 ore in presenza di Pd su Carbone al 5-10% di Palladio.
Si raffredda, si scarica e si filtra la miscela di oligomeri saturi (PIO), che successivamente viene sottoposta a distillazione su colonna a piatti a pressione ridotta (1-2 torr.).
Si raccolgono come teste (teste PIO) le frazioni con un punto di ebollizione (sempre a 1-2 torr.) sino a circa 140-160’C. La resa nelle suddette "teste PIO" è usualmente tra il 15 ed il 25% peso.
Caratteristiche della composizione pressoché totalmente satura (teste PIO) utilizzata nella formulazione dei fanghi a base olio:
A) Densità a 15‘C (kg/1) 0.77
B) Flash Point ( "C) 130
C) Viscosità a 40'C (cSt) 3.3
D) Pour Point (°C) -15
E) Zolfo (mg/kg) 0
F) Contenuto Aromatici 0
G) Curva di distillazione (a 1.013 bar):
La suddetta frazione ha la composizione, determinata
via gascromatograf ia, riportata in tabella A.
TABELLA A
N° atomi di cabonio Totale n-paraffme iso-paraffine CIO (% peso) 0.08 0.06 0.02 CI 1 (% peso) 0.40 0.27 0.13 C12 (% peso) 0.58 0.36 0.22 C13 (% peso) 0.94 0.52 0.42 C14 (% peso) 3.93 2.15 1.78 C15 (% peso) 63.17 39.42 23.75 C16 (%peso) 9.74 4.82 4.92 C17 (% peso) 1.21 0.54 0.67 08 (% peso) 1.14 0.47 0.67 09 (% peso) 0.39 0.03 0.36
In termedi (1⁄4 peso) 0.15 0.15 Dimero (% peso) 18.27 18.27 Sommatoria % 100.00 48.64 51.36
Gli additivi utilizzati per la formulazione del
fluido di perforazione sono di seguito elencati:
Versacoat e Versawet come emulsionante primario e
secondario, argilla organofila viscosizzante Versagel,
Barite come materiale di appesantimento, "Lime" (idrossido
di calcio) e "Brine" (soluzione di Calcio Cloruro al 25%
peso). Gli emulsionanti e l'argilla organofila sono
commercializzati dalla M-I. L'ordine di aggiunta e i tempi
di miscelamento degli additivi sono i seguenti:
Argilla organofila (5 minuti), Emulsionanti (5 minuti).
Lime (5 minuti). Brine {15 minuti)/ Barite (30 minuti). E' stato utilizzato un agitatore Silverson# ad una velocità di 6000 rpm per un totale di 1 ora. La temperatura massima non deve superare i 150"F (66eC).
ESEMPIO 1
In questo esempio si verificano le prestazioni del fango formulato con la base oleosa Teste PIO per confronto con un fango oleoso formulato con gasolio. Le formulazioni sono state ottenute secondo la procedura sopradescritta. I fanghi ottenuti hanno un rapporto in volume tra olio (in un caso gasolio e nell'altro Teste PIO come sopra descritte) ed acqua (soluzione acquosa di calcio cloruro al 25%) pari a 90/10 con una densità di 1.3 kg/dm3 ; le percentuali in peso degli additivi utilizzati, riferite al fango non appesantito (ossia non additivato con barite)/ sono:
Versagel: 1.8%; Versacoat: 1.8%; Versawet: 0.6%; Lime: 0.6%.
Le formulazioni sono state caratterizzate con misure reologiche a 50 "C, effettuate prima e dopo invecchiamento per 16 ore a 120°C.
I risultati sono riportati in tabella 1.
TABELLA 1
Le caratteristiche reologiche dei due fanghi sono tra loro confrontabili e si mantengono tali anche dopo invecchiamento; la misura di stabilità elettrica ha fornito un valore pari a 900V, mentre il volume di filtrato dopo 30 minuti a 500 psig e 250*F ha fornito un valore pari a circa 25ml. Si fa notare che tra gli additivi utilizzati nella formulazione non sono stati impiegati i riduttori di filtrato; nel caso si desideri ridurre tale valore è sufficiente aggiungerne alla formulazione. Inoltre, se necessario, è possibile aumentare i valori di "Yield Point" e di Gel ottimizzando la quantità di viscosizzante.
ESEMPIO 2
La formulazione viene preparata secondo la procedura soprariportata, ottenendo un fango con un rapporto in volume tra olio ed acqua ("brine" ossia soluzione acquosa al 25% di CaCl2) pari a 80/20 ed una densità di 1.5 kg/dm3; le percentuali in peso degli additivi utilizzati sul fango non appesantito sono le seguenti:
Versagel: 2.2%; Versacoat: 2.2%; Versawet: 0.6%; Lime: 0.6%. Questa formulazione viene caratterizzata attraverso una misura reologica effettuata a 25*C, viene poi invecchiata in un forno ad una temperatura di 120°C per 16 ore, miscelata 5 minuti e nuovamente caratterizzata con misure reologiche a 25*C. I risultati del test sono riassunti in tabella 2.
TABELLA 2
Anche in questa circostanza, con contenuto d'acqua maggiore e densità più elevata, il fango ha presentato un comportamento reologico stabile dopo invecchiamento. E' possibile intervenire sui valori di "Yield Point" e di "Gel" regolando la quantità di viscosizzante introdotto nella formulazione.
PROVE di TOSSICITÀ
Sono state effettuate prove di tossicità acuta, espressa come LCS0 (concentrazione letale) a 24 ore, utilizzando il crostaceo cladocero della specie Daphnia magna. Per il test sono stati utilizzati neonati di età inferiore alle 24 ore.
La validità del test è confermata dal valore di LC50 a 24 ore ottenuto con bicromato di potassio (1.449 ppm), tossico di riferimento standard, che ha dato valori di tossicità compresi, come atteso, nell'intervallo di concentrazione 1.1-1.8 ppm.
Sono state effettuate misure sulle teste PIO alle seguenti concentrazioni: 16.5 - 21 - 28.6 - 56.6 - 148 -186.6 - 296.6 - 333.3 ppm.
La tossicità, espressa come LC5Q, è risultata essere di 73.56 ppm.
La stessa prova di tossicità acuta è stata effettuata su un gasolio, normalmente utilizzato per preparare fanghi a base olio. Il suddetto gasolio ha dato una tossicità acuta di 19.33 ppm.
Claims (9)
- RIVENDICAZIONI 1. Fluido di perforazione a bassa tossicità che comprende : (a) almeno 30% in volume di una base oleosa; (b) almeno un additivo scelto tra emulsificanti, vi.scosizzanti, bagnanti e "fluid-loss preventing agents", caratterizzato dal fatto che la base oleosa è una composizione di idrocarburi pressoché totalmente saturi che: (i) è essenzialmente costituita da n-paraffine e da iso-paraffine da C9 a C40 con un contenuto da CIO a C19 da 65 a 100% peso, il rapporto in peso tra n-paraffine e iso-paraffine essendo da 55/45 a 20/80; (ii) ha una viscosità cinematica a 40°C da 2.5 a 4.0 cSt.
- 2. Composizione di fanghi a base olio secondo la rivendicazione 1, caratterizzata dal fatto che la composizione di idrocarburi pressoché totalmente saturi comprende da 80% a 100% di idrocarburi da CIO a C19.
- 3. Composizione di fanghi di perforazione a base di olio secondo la rivendicazione 2, caratterizzata dal fatto che la composizione di idrocarburi pressoché totalmente saturi comprende da 80 a 100% di idrocarburi da C14 a C16.
- 4. Composizione di fanghi a base olio secondo le rivendicazioni da 1 a 3, caratterizzata dal fatto che il rapporto n-paraffine iso-paraffine è da 50/50 a 25/75.
- 5. Composizione secondo la rivendicazione 1, caratterizzata dal fatto che la base oleosa ha una viscosità cinematica a 40‘C da 2.9 a 3.3 cSt.
- 6 . Fluido di perforazione secondo la rivendicazione 1 che comprende una emulsione del tipo "acqua in olio" di acqua e della suddetta base oleosa.
- 7. Fluido di perforazione secondo la rivendicazione 6, in cui la base oleosa è dal 65 al 95% in volume del totale di olio e soluzione acquosa.
- 8. Fluido di perforazione secondo la rivendicazione 7, in cui la base oleosa è da 75 a 92% in volume.
- 9. Fluido di perforazione secondo la rivendicazione 1, caratterizzato dal fatto che la base oleosa deriva da oligomerizzazione di olefine interne essenzialmente C13-C18, preferibilmente C15-C16, successiva idrogenazione della miscela di oligomeri e distillazione del prodotto idrogenato con recupero, come teste di distillazione, della composizione idrocarburica avente la desiderata viscosità.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IT95MI000432A IT1275868B1 (it) | 1995-03-07 | 1995-03-07 | Fluido di perforazione a base di olio |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IT95MI000432A IT1275868B1 (it) | 1995-03-07 | 1995-03-07 | Fluido di perforazione a base di olio |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| ITMI950432A0 ITMI950432A0 (it) | 1995-03-07 |
| ITMI950432A1 true ITMI950432A1 (it) | 1996-09-07 |
| IT1275868B1 IT1275868B1 (it) | 1997-10-24 |
Family
ID=11370797
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| IT95MI000432A IT1275868B1 (it) | 1995-03-07 | 1995-03-07 | Fluido di perforazione a base di olio |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| IT (1) | IT1275868B1 (it) |
-
1995
- 1995-03-07 IT IT95MI000432A patent/IT1275868B1/it active IP Right Grant
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| IT1275868B1 (it) | 1997-10-24 |
| ITMI950432A0 (it) | 1995-03-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0701593B1 (en) | Drilling fluids comprising mostly linear olefins | |
| RU2336291C1 (ru) | Эмульгатор-стабилизатор инвертных эмульсий и способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора на его основе | |
| US5403822A (en) | Esters of carboxylic acids of medium chain-length as a component of the oil phase in invert drilling muds | |
| US5254531A (en) | Oleophilic basic amine compounds as an additive for invert drilling muds | |
| RU2044025C1 (ru) | Жидкая фаза инвертного бурового раствора типа вода в масле для освоения геологических месторождений | |
| US3244638A (en) | Water-in-oil emulsion | |
| AU624926B2 (en) | Use of selected low carboxylic acid ester oils in drilling muds | |
| EP0627481B1 (en) | Invert drilling fluids | |
| US5096883A (en) | Oil-base drilling fluid comprising branched chain paraffins such as the dimer of 1-decene | |
| US2946746A (en) | Oil-external emulsion drilling fluids | |
| CZ226296A3 (cs) | Lineární olefiny isomerované ve skeletu jako složka vrtné kapaliny | |
| EA031823B1 (ru) | Композиции для обслуживания скважин и способы их получения и применения | |
| PT94047A (pt) | Processo para a preparacao de composicoes aquosas a base de emulsoes do tipo oleo-em-agua para lamas de perfuracao de pocos (de petroleo) contendo esteres derivados de acidos gordos de cadeia comprida e de alcoois | |
| MXPA04006567A (es) | Aditivo para fluidos de perforacion basados en petroleo. | |
| JPH09503017A (ja) | 無毒性、生物分解性の坑井流体 | |
| IE63846B1 (en) | Drilling fluids | |
| JPS599716B2 (ja) | 有機物質の水系ミクロエマルジヨン | |
| GB2080366A (en) | A method of breaking an emulsion and an emulsion-emulsion breaker composition | |
| WO1983002949A1 (en) | Drilling fluids and methods of using them | |
| CZ20012796A3 (cs) | Způsob isomerizace | |
| RU2649707C2 (ru) | Активаторы для повышения вязкости неводных текучих сред | |
| ITMI950432A1 (it) | Fluido di perforazione a base di olio | |
| US5221344A (en) | Concrete composition containing a superfluidifying additive | |
| EP3717449B1 (en) | N-hydroxyalkylated polyamines, methods of making n-hydroxyalkylated polyamines, and fluids containing an n-hydroxyalkylated polyamine | |
| US3753904A (en) | Soluble oil additive concentrate |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 0001 | Granted |