NO322733B1 - Anvendelse av opplosninger av lineaere <alfa>-olefiner som en fase i borehullbehandlingsmidler, samt borebehandlingsmidler omfattende disse. - Google Patents
Anvendelse av opplosninger av lineaere <alfa>-olefiner som en fase i borehullbehandlingsmidler, samt borebehandlingsmidler omfattende disse. Download PDFInfo
- Publication number
- NO322733B1 NO322733B1 NO19964473A NO964473A NO322733B1 NO 322733 B1 NO322733 B1 NO 322733B1 NO 19964473 A NO19964473 A NO 19964473A NO 964473 A NO964473 A NO 964473A NO 322733 B1 NO322733 B1 NO 322733B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- oil
- lao
- water
- oil phase
- phase
- Prior art date
Links
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 title description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 62
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 38
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 37
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims abstract description 25
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 150000001733 carboxylic acid esters Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims abstract description 10
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 152
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 83
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 44
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 31
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 19
- 150000002763 monocarboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 18
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 15
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 13
- 239000010696 ester oil Substances 0.000 claims description 12
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 10
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 claims description 10
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 9
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 6
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 5
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims description 3
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 3
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 3
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 claims description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 claims description 2
- 150000004651 carbonic acid esters Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 11
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 7
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 6
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 6
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 6
- -1 monocarboxylic acid esters Chemical class 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 4
- 239000005445 natural material Substances 0.000 description 4
- 150000007530 organic bases Chemical class 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 239000002585 base Substances 0.000 description 3
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 3
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 3
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 230000002110 toxicologic effect Effects 0.000 description 3
- 231100000027 toxicology Toxicity 0.000 description 3
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 235000013311 vegetables Nutrition 0.000 description 3
- 235000016068 Berberis vulgaris Nutrition 0.000 description 2
- 241000335053 Beta vulgaris Species 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 2
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 2
- 238000010931 ester hydrolysis Methods 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 2
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 2
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 238000006384 oligomerization reaction Methods 0.000 description 2
- 229920013639 polyalphaolefin Polymers 0.000 description 2
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000007127 saponification reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 2
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 2
- 150000003626 triacylglycerols Chemical class 0.000 description 2
- ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N (9Z)-octadecen-1-ol Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCO ALSTYHKOOCGGFT-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930194845 Bahia Natural products 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 244000147568 Laurus nobilis Species 0.000 description 1
- 235000017858 Laurus nobilis Nutrition 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 1
- 101100212791 Saccharomyces cerevisiae (strain ATCC 204508 / S288c) YBL068W-A gene Proteins 0.000 description 1
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 150000001447 alkali salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000010775 animal oil Substances 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000004650 carbonic acid diesters Chemical class 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 229940105329 carboxymethylcellulose Drugs 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 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
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000003925 fat Substances 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 125000005456 glyceride group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N heavy water Substances [2H]O[2H] XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 150000007529 inorganic bases Chemical class 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 1
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 231100000053 low toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 150000002734 metacrylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000000696 methanogenic effect Effects 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940055577 oleyl alcohol Drugs 0.000 description 1
- XMLQWXUVTXCDDL-UHFFFAOYSA-N oleyl alcohol Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCCCCO XMLQWXUVTXCDDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 1
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000007639 printing Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001864 tannin Polymers 0.000 description 1
- 239000001648 tannin Substances 0.000 description 1
- 235000018553 tannin Nutrition 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/34—Organic liquids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/26—Oil-in-water emulsions
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/905—Nontoxic composition
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Investigating Or Analysing Biological Materials (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Description
Foreliggende opprinnelse beskriver anvendelse av oppløsninger av lineære a-olefiner, LAO, som er hellbare og pumpbare ved 0 til 20°C, med flammepunkt minst 80°C, i blanding med både aerobisk og anaerobisk nedbrytbare, vannuoppløselige oljer, som den kontinuerlige eller dispergerte fasen av oljebaserte eller vannbaserte borefluider eller andre borehullbehandlingsmidler. Videre angår opprinnelsen borehullbehandlingsmidler, mer spesielt borefluider, hell- og pumpbare temperaturer på 5-20°C, basert på enten en kontinuerlig oljefase, eventuelt i blanding med en begrenset mengde av en dispergert vandig fase (vann-i-olje-invert typen) eller på en olje-i-vann emulsjon med en dispergert ojefase i den kontinuerlige vandige fase, idet disse behandlingsmidler inneholder typiske oppløste og/eller dispergerte hjelpestoffer som viskositetsgivende midler, emulgatorer, fluidtapsadditiver, fuktemidler, finpartikkelvektgivende midler, salter, alkalireserver og/eller diosider.
Karakteristiske eksempler på behandlingsmiddel av denne type beskrives oppfinnelsen i det følgende ved hjelp av borespylevæsker og ved hjelp av disse oppbyggde boreslam som finner anvendelse både ved landbaserte og ved havbaserte boringer. Anvendelsesområdet for oppfinnelsens omdanning av hjelpevæsker av den her angjeldende art er dog ikke begrenset til dette. I betraktning kommer også de tallrike ytterligere hjelpevæsker på det her gjeldende saksområde. Som eksempler skal nevnes spottingvæsker, spacere, pakkervæsker, hjelpevæsker for opparbeiding og stimulering samt for frakturering.
Omfattet av behandlingsmidler er derved både hjelpevæsker av den nevnte type som er oljebasert, dvs. som arbeider med en kontinuerlig oljefase, og også hjelpemidler der oljefasen er emulgert i en særlig vandig kontinuerlig fase. Borespylevæske henholdsvis på disse oppbyggede boreslam er her karakteristiske eksempler på forskjellige muligheter.
På den ene side er det kjent vannbaserte borespylinger med et innhold på ca. 150% emulgerende oljefase, ved siden av de andre, vanlige hjelpestoffer i en slik spyling, og som også betegnes som olje-i-vann-emulsjonsspylinger. På den annen side finner man i praktisk bruk i bredt omfang oljebaserte spylesystemer der oljen danner den hellbare fase eller i det minste en substansiell andel av den hellbare fase som kontinuerlig oljefase. Særlig betydning har her de såkalte invertboreslam som på basis av vann-i-olje-emulsjoner inneholder en dispergert vandig fase i den kontinuerlige oljefase. Innholdet av dispergert vandig fase ligger vanligvis i området fra minst ca. 5 til 10 vekt-% og opptil ca. 50 til 60 vekt-%. Ved siden av disse vann-i-olje-boreslam er det imidlertid også kjent såkalte "true-oil-muds" hvis flytende fase så og si utelukkende består av en kontinuerlig oljefase som høyst inneholder små mengder, vanligvis ikke mer enn ca. 5 til 10 vekt-% av vandig fase i dispergert form.
Oppfinnelsen angår både de her beskrevne områder for oljebaserte spylesystemer og de vannbaserte spylesystemer på emulsjonsbasis.
Anvendelsen av de nye hellbare borehullbehandlingsmidler har særlig betydning for utvinning av jordolje og jordgass, særlig i marine områder, men er ikke begrenset til dette. De nye systemer kan genererlt finne anvendelse også ved landbaserte boringer, særlig ved geotermiske boringer, ved vannboring, ved gjennomføring av biovitenskaplige boringer, vedsåkalte elvekrysninger og ved boringer i bergverk.
Uansett denne brede anvendlighet av oppfinnelsens prinsipper, vil oppfinnelsens tekniske lære bli beskrevet ved hjelp av boreslam.
Flytende styresystemer for nedføring av boringer i sten og samtidig oppføring av utboret kaks er som kjent begrenset fortykkede, hellbare systemer som skal tilordnes en av de etterfølgende klasser:
rent vandige borespylevæsker,
borespylesystemer på oljebasis (true-oil-muds og de såkalte vann-i-olje-invert-emulsjonsslam) samt
vannbaserte olj e-i-vann-emulsj oner som i den kontinuerlige, vandige fase inneholder en heterogen, findispergert oljefase.
Boreslam på kontinuerlig oljebasis og her særlig vann-i-oljeemulsjoner er generelt bygget opp som trefasesystem:
Olje, vann og finfordelte faststoffer.
Den vandige fase er derved heterogent findispergert fordelt i den lukkede oljefase. Det tas sikte på et antall tilsetningsstoffer, særlig emulgatorer, tyngdegivende midler, fluidtap-additiver, alkalireserver, viskositetsregulatorer og lignende. For enkelheter på området skal det henvises blant annet til den publikasjon av P.A. Boid et al. "New Base Oil Used in Low-Toxicity Oil Muds", Journal of Petroleum Technology, 1989,137-
142, samt av R.B. Bennett "New Drilling Fluid Technology - Mineral Oil Mud", Journal of Petroleum Technology, 1984, 975 til 981 samt den deri siterte litteratur.
Borespylevæsker på basis av vannbaserte olje-i-vann-emulsjonssystemer inntar når det gjelder bruksegenskapene en mellomposisjon mellom de rent vandige systemer og de oljebaserte invertspylinger. Utførlig saksinformasjon finnes i den tilgjengelige faglitteratur og det skal særlig henvises til en fagbok av George R. Gray og H.C.H. Darley, "Composition and Properties of Oil Well Drilling Fluids", 4. opplag, 1980/81, Gulf Publishing Company, Houston, og den omfangsrike deri siterte saks- og patentlitteratur, samt håndboken "Applied Drilling Engineering", Adam T. Borgoyne, Jr. et al. "First Printing Society of Petroleum Engineers", Richardson, Texas (USA).
Oljefasene i boreslammene av den her beskrevne type og sammeligningsvis
oppbyggede, andre borehullsbehandlingsmidler ble til helt opp i den senere tid i praksis så og si utelukkende bygget opp av utvalgte mineraloljerfaksjoner. Derav følger en ikke utbetydelig belastning av miljø for f.eks. boreslammet umiddelbart eller via utboret kaks når omgivelsene. Mineraloljer kan riktignok brytes ned aerobt i nærvær av egnede bakteriestammer, men denne nedbrytingsprosess forløper dog sammenligningsvis langsomt. Anaerobt kan mineraloljene praktisk talt ikke brytes ned og er derved å anse som langtidsforurensninger.
Denne problematikk har vært kjent for fagverdenen i mange år. Således beskriver US 4.374.737 og 4.481.121 oljebaserte invertborespylevæsker der såkalte "nonpolluting oils" skal finne anvendelse. Som slike ikke forurensende oljer nevnes ved siden av hverandre og som likeverdige aromatfrie mineraloljefraksjoner samt esteroljer av animalsk og vegetabilsk opprinnelige. Ved disse esteroljer dreier det seg om triglycerider av naturlige fettsyrer som som kjent har en høy miljøfordragelighet og som har en klar overlegenhet i forhold til hydrokarbonfraksjoner, ut fra økologiske betraktninger. Den praktiske gjennomøfrt)arhet av disse forslag for det særlig viktige område oljebaserte vann-i-olje-invert-emulasjonsslam er imidlertid umulig. De ved praktisk bruk dannede primære og sekundære hydrolyseprodukter av disse triglyceirdestere fører til ukontrollerbare endringer i hellbarheten for vann-i-olje-emulsjonene. Særlig skjer det i løpet av svært kort tid en fullstendig fortykkelse.
Foreliggende søkere beskriver i et stort antall eldre søknader forslag for utbytting av mineraloljerfaksjonene mot økologisk godtagbare og sammenligningsvise lett nedbrytbare oljefaser. Derved beskrives det fire forskjellige typer utbyttingsoljer som også kan anvendes i blandinger med hverandre. Det dreier seg herved om utvalgte, oleofile karboksylsyreestere, om i det minste i utstrakt grad vannuoppløselige og under arbeidesbetingelsene hellbare alkoholer, om de tilsvarende etere og om utvalgte karbonsyreestere. Summarisk skal det her vises til de følgende tyske søknader som i form av DE-Al utgjør den trykket tilgjengelige kjente teknikk: 38 42 659; 38 42 703; 39 07 391; 30 07 392; 39 03 785; 39 03 784; 39 11 238; 39 11 299; 40 18 228 og 40 19 266. Her beskrives særlig området oljebaserte boreslam, særlig av vann-i-olje-inverttypen. Vannbaserte emulsjonsslam under anvendelse av oljefaser med øket nedbrytbarhet beskrives i de etterfølgende søknader hvorved også her de tilsvarende DE-Al-dokumenter angis: 39 15 876; 39 15 875; 39 16 550 og de allerede nevnte 40 18 228 og 4019 266.
Fra annet hold er det gjort forsøk på å erstatte mineraloljer i borehullbehandlingsmidler av den her beskrevne type med andre oljefaser, det skal i denne sammenheng henvises til US 5.189.012 A. Her foreslås anvendelsen av syntetiske hydrokarbonforbindelser fra gruppen forgrenede oligomerer som ved oligomerisering av olefiner med 2 til 4 C-atomer kan fremstilles med midlere molekylvekt for oligomerene i området 120 til 1000. Eksemplene i denne publikasjon beskriver undersøkelser med henblikk på toksisiteten for disse forgrenede hydrokarbonoligomerer i forhold til utvalgte prøveorganismer (Mysisdopsis Bahia). Undersøkelser med henblikk på nedbrytbarheten og da særlig den ananerobe nedbrytbarhet av disse forgrenede hydrokarboner som i fagverdenen også er kjent som "polyalfaolefiner", finnes ikke.
Undersøkelser fra foreliggende søkers side med henblikk på denne problemstilling har vist at den anaerobe nedbrytbarhet for disse polyalfaolefiner ikke finnes eller kun finnes i meget liten grad. I motsetning til dette utmerker oljefaser på basis av de i de ovenfor nevnte publikasjoner beskrevne esteroljer og tilsvarende oleofile alkoholer seg ved en overraskende god nedbrytbarhet både under aerobe og særlig under anaerobe betingelser. Ut fra dette har utvalgte monokarboksylsyreestere funnet en verdensomspennende anvendelse som utskiftingsolje, særlig for boreslam, på området havbaserte boringer. På det nuværende tidspunkt har estere av mettede monokarboksylsyrer med 12-16 C-atomer og monofunksjonelle alkoholer en særlig betydning slik dette beskrives i DE-A1 38 41 703.
NO19942000 beskriver et invert borefluidum der minst 25 volum-% av en basisolje utgjøres av alfaolefiner med 14-30 karbonatomer.
Foreliggende oppfinnelse vil utvide området for tekniske muligheter som er gitt med dagens kunnskapsstand for alternative oljefaser på det her angjeldende anvendelses-område. Særlig går oppfinnelsen ut fra den oppgave å øke den termiske belastbarhet for slike flytende og særlig vannholdige borehuU-behandlingsmidler uten at nedbrytbarheten og her menes både den aerobe og kanskje særlig den anaerobe nedbrytbarhet, settes på spill. Her ligger følgende viten til grunn: De i dag i storteknisk bruk forekommende, alternative oljefaser på basis av karboksylsyreestere forbinder, innen området vanlige anvendelsesbetingelser, optimaliserte egenskaper både når det gjelder den tekniske funksjonsevne og den økologiske godtagbarhet, uttrykt ved den anaerobe nedbrytbarhet. På tross av den i prinsippet foreliggende fare for hydrolyse er også vannholdige systemer av denne type, særlig vann-i-olje-invertslammene, forbløffende stabile opptil forholdsmessige høye temperaturer innen borebunnområdet. Når man imildertid ekstreme temperaturverdier, f.eks. i området 200° og derover, kan det opptre en forsterket esterhydrolyse, noe som belaster fremgangsmåten.
Oleofile alkoholer er ikke utsatt for hydrolyse og forbinder denne fordel med god aerob og anaerob nedbrytbarhet. Muligens på grunn av tendense til dannelse av hydrogenbroer viser imidlertid alkoholbaserte vann-i-olje hellbarhetsegenskaper som i praktisk drift eventuelt krever særlig oppmerksomhet slik at til i dag har den praktiske anvendelse av slike hydrolyseresistente oljefaser på basis av oleofile alkoholer ikke hatt gjennomslags-kraft.
Oppfinnelsens lære går ut fra den oppgave å anvende utvalgte hydrokarbonforbindelser i det her angjeldende arbeidsområde som oljefase og særlig som blandekomponent i oljefasen. De utvalgte hydrokarbonforbindelser skal derved på grunn av deres struktur i størst mulig grad tilfredsstille den tilstrebede kombinasjon av tekniske bruksegenskaper og økologisk godtagbarhet, særlig når det gjelder en anaerob nedbrytning. Oppfinnelsens lære går derfor ut fra et ytterligere konsept som bevisst tar med på kjøpet visse mangler ved den tekniske brukbarhet. Ved tilblanding av de rene hydrokarbonforbindelser med alternative oljefaser av den ovenfor nevnte art og særlig med oljer på esterbasis og/eller på basis av oleofile alkoholer, kan man fange opp visse svakheter og utjevne disse. Oppfinnelsens lære har derfor særlig som basis den erkjennelse at nettopp slike stoffblandinger er egnet til å komme til en oppsummering av optimaliserte tekniske bruksegenskaper uten derved å måtte oppgi fordelen ved økologisk godtagbarhet med henblikk på aerob og/eller anaerob nedbrytbarhet.
Den i det følgende skildrede lære til oppfinnelsen går ut fra det faktum at i det minste overveiende lineære og a-stående olefinisk umettede hydrokarbonforbindelser, nedenfor også kalt "lineære cc-olefmer-LAO" også kan nedbrytes anaerobt under innvirkning av mikroorgamskestammer som i praksis opptrer på havbunnen. Det skal i denne forbindelse henvises til en publikasjon av B. Shink "Degradation of unsaturated hydrocarbons by methanogenic enrichment cultures" "FEMS Microbiology Ecologt" 31
(1985), 69 til 77, utgitt av Elsevier. Her vises det at alfaolefiner med en for oppfinnelsens formål interessant kjedelengde, f.eks. a-heksadecen, kan nedbrytes under innvirkning av anoksiske havsedimenter som podemedium, også under anaerobe betingelser.
Gjenstand for foreliggende oppfinnelse er i henhold til dette i en første utførelsesform anvendelsen av oppløsninger av lineær a-olefmer, LAO, som er hellbare og pumpbare ved 0 til 20 °C, med flammepunkt minst 80 °C, i blanding med både aerobisk og anaerobisk nedbrytbare, vannuoppløselige oljer, der de vannuoppløselige oljer er valgt fra klassen olefile alkoholer, etere, karbonsyreestere og/eller esteroljer av monokarboksylsyrer fra en av de følgende underklasser: a) estere av Ci_5 monokarboksylsyrer og -monohydroksy- og/eller - polyhydroksyalkoholer, rester av monohydroksyalkoholer inneholdende minst 6 karbonatomer og polyhydroksyalkoholer inneholdende 2 til 6 karbonatomer i molekylet,
b) estere av alifatiske mettede monokarboksylsyrer av syntetisk og/eller naturlig opprinnelse inneholdende 6 til 16 karbonatomer og monohydroksy- og/eller
polyhydroksyalkoholer av den type som er nevnt under a),
c) estre av mono- og/eller polyolefinisk umettede monokarboksylsyrer inneholdende opp til 24 karbonatomer og rette og/eller forgrenede
monohydroksyalkoholer,
som den kontinuerlige eller dispergerte fase av oljebaserte eller vannbaserte borefluider eller andre borehullbehandlingsmidler som, når det gjelder oljebaserte behandlingsmidler, også kan være til stede som en vann-i-olje emulsjon med en dispergert vandig fase.
I en viktig utførelsesform anvendes i temperaturområdet fra 0 til 20°C og særlig fra 0 til 10°C, hell- og pumpbar LAO, som kontinuerlig eller dispergert oljefase i olje-henholdsvis vannbaserte boreslam eller andre hellbare borehullbehandlingsmidler. Når det gjelder oljebaserte behandlingsmidler er særlig de ovenfor beskrevne vann-i-olje-invertemulsjoner av praktisk betydning som i den kontinuerlige oljefase, innenfor rammen av oppfinnelsens definisjon, inneholder en dispergert, vandig fase.
I en særlig viktig utførelsesform angår oppfinnelsen borehullbehandlingsmidler kjennetegnet ved at oljefasen har flammepunkt over 100 °C. Disse oppfinnelsens borehullsbehandlingsmidler karakteriseres ved at de i oljefasen inneholder det i det minste overveiende lineære og a-stående oleflnisk umettede hydrokarboner (LAO) med flammepunkt på minst 80°C og fortrinnsvis minst 90°C. I særlig viktige utførelsesformer av oppfinnelsen foreligger det oljebaserte behandlingsmidler av den nevnte type som i sin kontinuerlige oljefase inneholder LAO i homogen blanding med andre oljefaser fra området borehullbehandlingsmidler og som særlig er økologisk godtagbare og derved fortrinnsvis er nedbrytbare både aerobt og også anaerobt.
I det minste overveiende rettkjedede alfaolefiner er, for de forskjellige anvendelses-områder kjente, kommersielle produkter, se f.eks. "LINEAR ALPHA-OLEFTNS" i "Chemicsl Economics Handbook-SRI International" (1993). De kan være naturstoffbasert, men blir også fremstilt syntetisk i stort omfang. Naturstoffbasert LAO oppnås ved dehydratisering av naturstoffbaserte fettalkoholer som lineære produkter med like antall karbonatomer. Også de på syntetisk måte fremstilte LAO, fremstilt ved oligomerisering av etylen, inneholder hyppig rette hydrokarboner i kjeden, det er imidlertid i dag kjent fremgangsmåter også for fremstilling av alfaolefiner med ulike antall C-atomer. Når det gjelder detaljer skal det henvises til "Chemical Economics Handbook".
For oppfinnelsens formål kan like antalls-LAO ha en foretrukken betydning selv om oppfinnelsens lære ikke er begrenset dertil. LAO innenfor oppfinnelsens definisjon oppviser, på grunn av sin flyktighet, som regel minst 10 og fortrinnsvis minst 12-14 C-atomer i molekylet. Den øvre grense for de ved romtemperatur hellbare LAO ligger i området Cj8_20- Denne øvre grense er imidlertid ikke begrensende for utnyttbarheten av denne stoffklasse innenfor oppfinnelsens ramme. Dette kan forstås ut fra oppfinnelsens foretrukne variant der LAO anvendes i blanding med andre, særlig økologisk godtagbare oljefaser. Nettopp i slike stoffblandinger kan sammenligningsvis små LAO-mengder ha viktige effekter for stoffegenskapene. Den øvre grense for egnede LAO-forbindelser for anvendelse innenfor rammen av oppfinnelsens lære ligger altså tydelig over den tidligere nevnte grenseverdi på Cjg_20 og kan f.eks. gå opp i C30. For området oljebaserte borehullbehandlingsmidler og særlig for området vann-i-olje-invertslam har imidlertid som regel kjedelengdeområdet på ca. 12 til 24 og særlig 14 til 20, særlig betydning.
Som allerede angitt trer egenskapene med henblikk på egenrheologien for LAO da i bakgrunnen når man benytter blandinger av disse komponenter med andre oljefaser fra området borehullbehandlingsmidler. Her er det slik at blandingsforholdet mellom sarnmenligningsvis små og i det minste underordnede mengder LAO kommer i betraktning i blanding med en eller flere andre oljekomponenter. Likeledes kan det imidlertid, som tilpasning til de angjeldende krav for den særlige boring, være hensiktsmessig at LAO-komponenten eller -komponentene utgjør den i det minste overveiende andel av den hellebare oljefase. I prinsippet gjelder det at LAO-innholdet i oljefasen ligger i området på minst 5 vekt-% og opptil 90 vekt-%, hvorved LAO-innholdet i foretrukne utførelsesformer i det minste utgjør 20 til mindre enn 50 vekt-% og særlig minst ca. 50 vekt-%. Foretrukne øvre grenseverdier for LAO-andelene i oljefasen ligger ved 70 til 75 vekt-%.
Ifølge oppfinnelsen anvender man fortrinnsvis LAO-holdige oljefaser som er skredder-sydd med henblikk på de rheologiske egenskapene for den angjeldende anvendelsesform. Således blir det ved anvendelse som kontinuerlig oljefase anvendt tilsvarende oljer henholdsvis oljeblandinger hvis størkningsverdier (hell- og størknepunkt) fortrinnsvis ligger under 0°C og særlig under -5°C og som derved i tillegg i temperaturområdet 0-5°C fortrinnsvis oppviser en Brookfield(RVT)-viskositet på ikke over 55 mPas og allerhelst ikke over 45 mPas. Når det gjelder olje-i-vann-emulsjonsspylinger henholdsvis -behandlingsmidler kan oljefasen som jo her nu foreligger som dispergert fase, defineres meget bredere når det gjelder de rheologiske egenskaper. Egnet for dette formål er særlig oljer med en Brookfield(RVT)-viskositet på minst 3 millioner mPas og fortrinnsvis opp til ca. 1 million mPas.
Ved anvendelse av blandinger av LAO med ytterligere oppløselige oljefaser velger man slike blandingskomponenter at flammepunktet også for olj eblandingsfasene ligger ved minst 80°C, fortrinnsvis ved minst ca. 90°C og aller helst over 100°C. Av sikkerhetsgrunner foretrekker man høyere flammepunkter for oljeblandingene, således kan man som regel innstille verdier over 135°C.
Den kjemiske art og foretrukne utvalgselementer av den i hvert tilfelle valgte type av de andre oljefaser som anvendes sammen med oppfinnelsens oppløsninger av LAO fremgår av de innledningsvis nevnte publikasjoner i foreliggende søkers navn. I betraktning kommer her som angitt klassene monokarboksylsyreestere, polykarboksylsyreestere, karbonsyreesterne, de oleofile alkoholer og tilsvarende etere. De førstnevnte klasser av esterforbindelser kan i praktisk bruk særlig danne flyktige alkoholkomponenter ved partiell hydrolyse. I henhold til dette foretrekker man anvendelsen av slike blandingskomponenter som heller ikke ved partiell forsåpning utløser toksikologiske og særlig inhalasjonstoksikologiske risiko i praktisk bruk. For den angjeldende klasse av esterforbindelser betyr dette særlig at de monofunksjonelle alkoholer i disse estere av naturlig og/eller syntetisk opprinnelise fortrinnsvis inneholder minst 6 C-atomer og særlig minst 8 C-atomer.
Karboksylsyreestere av polyfunksjonelle alkoholer er som kjent uten risiko med henblikket på inhalasjonstoksikologiske risiko. Særlig gjelder dette for de tilsvarende estere av naturlig opprinnelse slik de står til disposisjon som fetter og/eller oljer av vegetabilsk og/eller animalsk opprinnelse og, under hensyntagen til de lengerførende parametre definert i sammenheng med oppfinnelsens beskrivelse, også egner seg for oppfinnelsens anvendelse.
For å fullstendiggjøre beskrivelsen skal det i det følgende nok en gang gis en kort sammenfatning av egnede blandingskomponenter.
De foretrukne esteroljer av monokarboksylsyrer hører til minst en av de etterfølgende underklasser: a) estere av C 1.5-monokarboksylsyrer og en- og/eller flerfunksjonene alkoholer, hvorved rester av enverdige alkoholer i det minste inneholder 6 og fortrinnsvis 8
C-atomer og de flerverdige alkoholer fortrinnsvis har 6 til 8 C-atomer i
molekylet,
b) estere av alifatisk mettede monokarboksylsyrer av syntetisk og/eller naturlig opprinnelse med 6 til 16 C-atomer, og en- og/eller flerfunksjonene alkoholer av
den under a) nevnte type, hvorved tilsvarende estere av monokarboksylsyrer med
12 til 16 C-atomer også kan være frie for rester av flerverdige alkoholer,
c) estere av olefinisk 1- og/eller flere ganger umettede monokarboksylsyrer med minst 16 og særlig 16 til 24 C-atomer og særlig monofunksjonelle, rette og/eller
16 og særlig 16 til 24 C-atomer og særlig monofunksjonelle, rette og/eller forgrenede alkoholer. I betraktning kommer imidlertid her også særlig tilsvarende estere av flerfunksjonelle alkoholer av den under a) nevnte type hvorved tilsvarende estere av glycerol kan ha en særlig betydning. Karakteristiske eksempler på dette er glyceridoljer av vegetabilsk og/eller animalsk opprinnelse som i blanding med LAO-komponenten kan anvendes i teknologisk brukbar form i form av vann-i-olje-invertslam som inneholder en dispergert vandig fase. Naturstoffer av den her beskrevne type er, særlig på området animalske oljer, imidlertid ikke begrenset til glycerolet som esterdannende alkoholkomponent. Tilsvarende foreligger det heller ikke her noen begrensning av oppfinnelsens lære.
Når det gjelder definisjonen av egnede polykarboksylsyreestere skal det nok en gang henvises til det innledningsvis nevnte DE-A1 39 11 238. Særlig viktige blandingskomponenter innenfor oppfinnelsens ramme og for blanding med LAO, være kullsyre-diestere slik de er beskrevet i DE-A1 40 18 228. Estere av kullsyre utmerker seg under arbeidsbetingelsene allerede i utgangspunktet ved en øket hydrolysebestandighet. Ved blanding med LAO kan det også stilles til disposisjon et høytemperaturstabilt borehull-behandlingsmiddel som kan anvendes i temperaturområdet opptil 300°C og sågar utover dette og samtidig sikre den krevede, økologiske godtagbarhet.
Som allerede nevnt flere ganger kan oleofile alkoholer ha en særlig betydning som blandingskomponenter, slik de er beskrevet i DE-Al 39 11 238 henholdsvis det tilsvarende EP-A1 0 391 252.1 betraktning kommer her særlig i det minste i utstrekt grad vannuoppløselige og i temperaturområdet 0 til 5°C hell- og pumpbare en- og/eller flerfunksjonene alkoholer av naturlig og/eller syntetisk opprinnelse henholdsvis dere blandinger i økologisk godtagbare, vannuoppløselige oljer.
Innenfor rammen av den ovenfor nevnte utførelsesform med medanvendelse av polykarboksylsyreestere kan den følgende modifikasjon ha en særlig betydning: Medanvendelsen av høyviskøse, komplekse estere med utpreget smørende karakter på basis av polyfunksjonelle karboksylsyrer og polyfunksjonelle alkoholer samt eventuell inkondenserte monofunksjonelle alkoholer og/eller monokarboksylsyrer kan utnyttes, også ved sammenligningsvis små mengder av disse medanvendte komponenter, f.eks. mengder i området 2 til 15 vekt-%, beregnet på den totale oljefase, for å innstille vesentlige forbedringer i smøreevnen for oljefasen. Særlig viser jo de rene hydro-karbonoljer av typen LAO-forbindelser som regel utiltilfredsstillende smørevirkning og overgås her tydelig av esteroljene. Innenfor rammen av det her beskrevne eksempel er det imidlertid ut over dette klart at anvendelsen av flerkomponentblandinger med mer enn kun to bestanddeler som oljefase kan føre til virktige tekniske optimaliseringer, selvfølgelig under hensyntagen til oppfinnelsens arbeidsregler, uten å oppgi den økologiske godtagbarhet, særlig innenfor rammen av den aerobe og den anaerobe nedbrytning.
Hvis oppfinnelsens beskrevne arbeidsmidler er tildannet som invertborespylinger av vann-i-olje-typen ligger foretrukne innhold av deres dispergerte, vandige faser i området 5 til 60 vekt-% og særlig i området 10 til 50 vekt-%, alt beregnet på hellbare andeler. Ca. 10 til 45 vekt-% dispergert, vandig fase er verdier for oljebaserte vann-i-olje-invertslam som kan anvendes innen brede områder.
Når det gjelder vannbaserte olje-i-vann-emulsjonsslam tilpasses mengden av den dispergerte oljefase de i hvert tilfelle foreliggende tekniske krav. Generelt ligger oljeinnholdet i området ca. 1 til 50 vekt-% og fortrinnsvis i området 8 til 50 vekt-% også her beregnet på borehullbehandlingsmiddelets flytende komponenter.
Når det gjelder additiver i de oljebaserte henholdsvis vannbaserte slam gjelder her de generelle lover for sammensetning av behandlingsvæskene for hvilke det i det følgende skal gis eksempler i form av boreslam.
Invert-boreslam inneholder vanligvis, i tillegg til den kontinuerlige fase, den findispergerte, vandige fase i mengder på 5 til 45 vekt-% og fortrinnsvis i mengder på 5 til 25 vekt-%.
For rheologien for foretrukne invertboreslam innenfor rammen av oppfinnelsen gjelder de følgende rheologiske data: plastisk viskositet (PV) i området 10 til 60 mPas og fortrinnsvis 15 til 40 mPas; flytgrense (YP) i området 0,24 til 1,95 kg/m<2>, fortrinnsvis 0,49 til 1,22 kg/m<2>, alt bestemt ved 50°C. Når det gjelder bestemmelsen av disse parametre, når det gjelder de anvendte målemetoder og når det gjelder den ellers vanlige sammensetning av de her beskrevne invertboreslam gjelder i detalj det som er sagt i den kjente teknikk slik den er sitert innledningsvis og slik den også utførlig er beskrevet f.eks. i håndboken "Manual of Drilling Fluids Technology", særlig i kapittelet "Mud Testing - Tools and Techniques" samt "Oil Mud Technology" en litteratur som er fritt tilgjengelig for fagverdenen.
I emulsjonsslam foreligger den dispergerte oljefase vanligvis i mengder på minst 1 til 2 vekt-%, hyppig mengder på minst 8 vekt-%, fortrinnsvis i mengder på 7 til 8 vekt-%, innenfor rammen av en olje-i-vann-emulsjon. Oljeandelen bør her fortrinnsvis ikke utgjøre mer enn ca. 50 vekt-% og helst ikke mer enn 40 vekt-%, alt beregnet på summen av ikke-belastede flytende andeler av olje/vann.
Ved siden av vanninnholdet kommer, for alle sammenlignbare slamtyper, additiver i betraktning som ved tilsetning på vanlig måte er forbundet med et helt bestemt, tilstrebet egenskapsbilde for borebehandlingsmiddelet. Additivene kan være vannoppløselige, oljeoppløselige og/eller vann- henholdsvis oljedispergerbare.
Klassiske additiver kan være: emulgatorer, væsketapsadditiver, oppløselig og/eller ikke-oppløselige stoffer som bygger opp strukturviskositeten, alkalireserver, midler for å inhibere uønsket vannutbytting mellom utborede formasjoner, f.eks. vannsvellbare leirer og/eller saltsjikt, og den f.eks. vannbaserte borevæske; fuktemidler for bedre påtrekking av det emulgerte oljefase på faststoffoverflater, f.eks. for å forbedre smørevirkningen, men også for å forbedre den oleofile lukking av frilagte formasjoner som stenflater; biocider, f.eks. for å hemme bakterielt angrep på olje-i-vann-emulsjonene, og lignende. I detalj skal det her henvises til den tilgjengelige kjente teknikk slik de f.eks. utførlig er beskrevet i den innledningsvis nevnte faglitteratur, det vises særlig til Gray og Darley, supra, kapittel 11 "Drilling Fluid Components". Kun eksempelvis skal nevnes: Findispergerte tilsetningsstoffer for å øke massens densitet: vid utbredning finner bariumsulfat eller baryt, men også kalsiumkarbonat, calcit eller blandingskarbonatet av kalsium og magnesium, dolomitt anvendelse.
Midler for oppbygging av strukturviskositet og som samtidig virker som væsketaps-additiv: i første linje skal her nevnes bentonitt henholdsvis hydrofobert bentonitt. For saltvannsspylevæsker kan andre, sammenlignbare leirer, særli gattapulgit og sepiolitt, finne betydelig betycining i praksis.
Også medanvendelsen av organiske polymerforbindelser av naturlig og/eller syntetisk opprinnelse kan ha en viss betydning i denne sammenheng. Her skal det særlig nevnes stivelse eller kjemisk modifisert stivelse, cellulosederivater som karboksymetylcellulose, guargummu, xantangummi eller også rent syntetiske, vannoppløselige og/eller vanndispergerbare polymerforbindelser, særlig av typen høymolekylære polyakrylamidforbindelser med eller uten anionisk henholdsvis kationisk modifikasjon. Som særlig egnet viskositetsdanner på basis av organiske, syntetiske polymerforbindelser har også polyalkylmetakrylater, f.eks. de som kommersielt tilgjengelig fra firma Rohm GmbH under betegnelsen "VISCOPLEX", vist seg særlig egnet.
Fortynningsmidler for viskositetsregulering, de såkalte fortynnere kan være av organisk eller uorganisk art. Eksempler på organiske fortynnere der tanniner og/eller qebracho-ekstrakt. Ytterligere eksempler er lignitt og lignittderivater og særlig lignosulfonater. Som imidlertid nevnt ovenfor gir man i en foretrukken utførelsesform av oppfinnelsen avkall på medanvendelse av toksiske komponenter hvorved her i første rekke skal nevnes de tilsvarende salter med toksiske tungmetaller som krom og/eller kopper. Et eksempel på en uorganisk fortynner er polyfosfatforbindelser.
Emulgatorer: her kommer det i avgjørende grad an på slamtypen. Emulgatorer som i praksis kan brukes for fremstilling av vann-i-olje-emulasjoner er særlig utvalgte, oleofile fettsyresalter, f.eks. slike på basis av amidoaminforbindelser. Eksempler på slik er beskrevet i det allerede nevnte US-PS 4.374.737 og i den der angitte litteratur.
For fremstilling av vann-i-olje-emulsjoner trenger man på i og for seg kjent måte andre emulgatorer. Det har imidlertid vist seg at en stabil dispergering innenfor rammen av en olje-i-vann-dispersjon kan være meget lettere mulig enn den tilsvarende dispergering av rene mineraloljer slik disse anvendes i henhold til den kjente teknikk. Her ligger en første lettelse. Videre må man ta hensyn til at det ved medanvendelse av esteroljer, ved partialforsåpning under medinnvirkning av egnede alkalireserver og ved anvendelse av lengrekjedede karboksylsyreestere, kan etterdannes virksomme olje-i-vann-emulgatorer som bidrar til stabilisering av systemet.
Den uønskede vannutbytting med f.eks. leirer kan reduseres ved inhiberende tilstetninger. I betraktning kommer her de fra den kjente olje- og vannbaserte boreslamtetknikk kjente tilsetningsstoffer. Særlig dreier det seg her om halogenider og/eller karbonater av alkali- og/eller jordalkalimetaller hvorved særlig kaliumsaltene, eventuelt i kombinasjon med kalk, kan ha en særlig betydning.
Det skal her f.eks. henvises til de tilsvarende publikasjoner i "Petroleum Engineer International", septemer 1987,32 til 40 og "Word Oil", November 1983,93 til 97.
Alkalireserver: i betraktning kommer her de til borespylingens totale oppførsel avstemte uorganiske og/eller organiske baser, særlig de tilsvarende basiske salter henholdsvis hydroksyder av alkali- og/eller jordalkalimetaller, samt organiske baser. Art og mengde av disse basiske komponenter blir derved på i og for seg kjent måte valgt og tilpasset hverandre slik at borehullbehandlingsmiddelet innstilles til en pH-verdi i området rundt nøytrale til noe basisk, særlig til området omtrent 7,5 til 11.
På området organiske baser må man selvfølgelig skille mellom vannoppløselige, organiske baser, f.eks. forbindelser av typen dietanolamin, og praktisk talt vann-uoppløselige baser av utpreget oliofil karakter, slik de er beskrevet i den innledningsvis nevnte publikasjon fra foreliggende søkere, DE-A1 39 03 785 som additiv til invert-boreslam på esteroljebasis. Nettopp medanvendelsen av slike oljeoppløselige baser innenfor rammen av oppfinnelsen faller innenfor den nye lære. Oleofile baser av denne art slik de f.eks. utmerker seg ved i det minste en lengre hydrokarbonrest med f.eks. 8 til 36 C-atomer, er da imidlertid ikke oppløst i den vandige fase, men i oljefasen. Her har denne basiske komponent flere betydninger. På den ene side kan de umiddelbart virke som alkalireserver. På den annen side gir de de dispergerte oljedråper en viss positiv ladningstilstand og fører derved til en øket interaksjon med negativ flateladninger slik disse hyppig finnes ved hydrofile leirer som er i stand til ionebytting. Ifølge oppfinnelsen kan man derved motvirke innvirkningen på den hydrolyttiske spalting og den oleofile lukking av vannreaktive stensjikt.
Mengden av den i hvert tilfelle anvendte hjelpe- eller tilsetningsstoff beveger seg prinsippielt i de vanlige rammer og kan derved finnes i den innledningsvis nevnte litteratur.
Oppfinnelsen skal illustreres ved de følgende eksempler. I eksemplene 1-4 og det dertil hørende sammenligningseksempel tildannes det blandinger idet man på i og for seg kjent måte benytter en sammenligningsvis vannrik standardreseptur for oljebaserte boreslam av vann-i-olje-typen hvor i eksemplene 1-4 den lukkede oljefase tilsvarer oppfinnelsens definisjon. I sammenligningseksempelet anvender man som kontinuerlig oljefase det kommersielle produkt "PETROFREE". Denne oljefase som i dag brukes i stor teknisk målestokk, er som kjent nedbrytbar både ad aerob og ad anaerob vei og er overveiende basert på mettede Ci2-i4-monokarboksylsyreestere.
På ikke-aldret og aldret materiale bestemte man viskositetskarakteristika som følger: Målingen av viskositeten ved 50°C skjedde i et Fann-35-viskosimeter (SR12) fra firma Baroid Drilling Fluids, Inc. Man bestemte på i og for seg kjent måte den plastiske viskositet (PV), flytgrensen (YE), samt gelstyrken kg/m<2> etter 10 sekunder og etter 10 minutter.
Aldringen av det angjeldende boreslam ble foretatt ved behandling i et tidsrom på 16 timer ved 200°C i en såkalt Roller-Oven.
De undersøkte boreslam ble derved satt sammen i henhold til følgende grunnresepturer i alle eksempler:
193 ml kontinuerlig oljefase
8 g vann-i-olje-emulgatorer (EZ-Mul fra Baroid Drilling Fluids, Inc.)
3 g viskositetsgivende middel (Rilanit spezial fra Henkel KGaaA)
2 g kalk (kalsiumhydroksyd)
82 ml vann
30 g CaCl2 x 2H20
2 g organofil bentonitt (GELTONE fra Baroid Drilling Fluids, Inc.)
211 g barytt (bariumsulfat)
Eksemplene 1 til 4
Som lineært a-olefin (LAO) anvendte man i oppfinnelsens eksempler 1-4 et tilsvarende C-18 LAO (kommersielt produkt Shop C-18 fra firmaet Shell). Sammensetningen av oljefasen i eksemplene 1-4 og i sammenligningseksempelet går derved ut fra den følgende tabell 1.
Den etterfølgende tabell 2 oppsummerer de ved 50°C bestemte slamdata for disse eksempler 1-4 og for sammenligningseksempelet.
Angitt er derved tallverdiene for den plastiske viskositet (PV), for flytgrensen (YP) og for gelstyrken etter 10 sekunder (10") og etter 10 minutter (10').
De samme slamdata, nu dog etter aldring i 16 timer ved 200 °C i Roller-Oven, er oppsummert i tabell 3.
Sammenligning av tallverdiene fra eksemplene 2 og 3 viser at særlig blandingen av C-18 LAO med andre økologisk godtagbare oljefaser fører til resultater som er interessante for praktisk bruk.
Det under høy temperatur betingelser aldrede invertslam på basis av den rene esterolje PETROFREE blir ved de her vante arbeidsbetingelser for det meget vannrike invertslam skadet så mye ved den in situ inntredende esterhydrolyse at den tallmessige bestemmelse av den plastiske viskositet og av flytgrensen ikke lenger var mulig (sammenligningseksemplene). Blandingen av denne esteroljefase med C-18 olefin i forholdet 1:1 førte til en så langtgående stabilisering at de rheologiske data sogar etter 16 timers aldring ved 200°C var målebare innenfor det akseptable område.
Iblandingen av sammenligningsvis små mengder C 16-guerbetalkohol i C-18 LAO fører riktignok i frisk tilstand til en betydelig fortykkelse av vann-i-olje-invertslammet, dog er verdiene greie å bestemme. Aldringen av den tilsvarende sats (eksempel 2) i høytemper-aturområdet førte imidlertid til meget gode, rheologiske verdier som ved praktisk bruk, sammenlignet med slammet på basis av ren C-18 LAO, på flere måter kunne gi seg gunstige utslag.
Eksemplene 5 til 8
Som kontinuerlig fase benyttet man i den ovenfor angitte beskrevne grunnreseptur, blandinger av lineære a-olefiner (LAO) med 16 henholdsvis 14 C-atomer, dvs. C-16 LAO og C-14 LAO (kommersielt produkt fra firma Shell), med fettalkoholblandinger i kjedelengdeområdet C12/I8 samt med teknisk oleylalkohol, jodtall 80/85. Sammensetningen for oljefasen fremgår av tabell 4.
Den etterfølgende tabell 5 viser de ved 50°C bestemte slamdata etter aldring i 16 timer ved 200°C i Roller-Oven, for disse eksempler.
Eksempel 9 og 10
C-14 LAO (kommersielt produkt fra firma Shell) blandes i to satser med forskjellige mengder raffinerte beteolje. I det første tilfelle (eksempel 9), inneholder blandeoljefasen dette C-14 LAO i en mengde på 66,6 vekt-%, i det andre tilfelle (eksempel 10), utgjør C-14 LAO-mengden 50 vekt-%, idet vekt-% i begge tilfeller er beregnet på blandingen
av V-14 LAO og den iblandede beteolje.
Under anvendelse av disse to oljefaser tilveiebringer man ved hjelp av den innledningsvis i eksemplene angitte standardreseptur for oljebaserte boreslam av vann-i-oljetypen, tilsvarende blandinger. Som i de andre tilfeller bestemmer man i hvert tilfelle viskositetserdiene, nemlig plastisk viskositet (PV), flytgrense (YP) samt gelstyrke etter 10 sekunder og 10 minutter, i hvert tilfelle på ikke aldret og på aldret materiale. Også her skjedde aldringen av den angjeldende borespyling ved behandling i et tidsrom på 16 timer ved 200°C i autoklav i henhold til det som er anført i de tidligere eksempler.
De på ikke aldret og på aldret slam bestemte data er angitt i den følgende tabell 6 (nytilberedt slam) og tabell 7 (aldret slam).
Claims (16)
1.
Anvendelsen av oppløsninger av lineær a-olefiner, LAO, som er hellbare og pumpbare ved 0 til 20 °C, med flammepunkt minst 80 °C, i blanding med både aerobisk og anaerobisk nedbrytbare, vannuoppløselige oljer, der de vannuoppløselige oljer er valgt fra klassen olefile alkoholer, etere, karbonsyreestere og/eller esteroljer av monokarboksylsyrer fira en av de følgende underklasser: a) estere av Ci.5 monokarboksylsyrer og -monohydroksy- og/eller - polyhydroksyalkoholer, rester av monohydroksyalkoholer inneholdende minst 6 karbonatomer og polyhydroksyalkoholer inneholdende 2 til 6 karbonatomer i molekylet, b) estere av alifatiske mettede monokarboksylsyrer av syntetisk og/eller naturlig opprinnelse inneholdende 6 til 16 karbonatomer og monohydroksy- og/eller polyhydroksyalkoholer av den type som er nevnt under a), c) estre av mono- og/eller polyolefinisk umettede monokarboksylsyrer inneholdende opp til 24 karbonatomer og rette og/eller forgrenede monohydroksyalkoholer,
som den kontinuerlige eller dispergerte fase av oljebaserte eller vannbaserte borefluider eller andre borehullbehandlingsmidler som, når det gjelder oljebaserte behandlingsmidler, også kan være til stede som en vann-i-olje emulsjon med en dispergert vandig fase.
2.
Anvendelse ifølge krav 1 der det benyttes LAO eller blandinger av LAO inneholdende 12 til 30 karbonatomer i molekylet.
3.
Anvendelse ifølge krav 2 der det benyttes LAO eller blandinger av LAO inneholdende 14 til 24 karbonatomer i molekylet.
4.
Anvendelse ifølge kravene 1 til 3 der LAO er til stede i oljefasen i mengder på minst 5 vekt-% i blanding med de andre oljer idet den øvre grense for LAO-komponenten i oljefasen er 90 vekt-%.
5.
Anvendelse ifølge kravene 1 til 4 der LAO er til stede i oljefasen i mengder på minst 20 vekt-% i blanding med de andre oljer idet den øvre grense for LAO-komponenten i oljefasen er 75 vekt-%.
6.
Anvendelse ifølge kravene 1 til 5 der det benyttes LAO-holdige oljefaser hvilke, som kontinuerlig oljefase, har størkningsverdier (hellepunkt) under 0 °C og fortrinnsvis under - 5 °C og viser en Brookfield (RVT) viskositet ved 0 til 5 °C på ikke mer enn 55 mPas og fortrinnsvis ikke mer enn 45 mPas mens, når det gjelder olj e-i-vann emulsjonsborefluider, kan oljefasen ha en Brookfield (RVT) viskositet ved 20 °C på opp til rundt 3 millioner mPas og fortrinnsvis opp til rundt 1 million mPas.
7.
Anvendelse ifølge kravene 1 til 6 der det anvendes blandinger av LAO med andre oppløselige oljefaser der blandingskomponentene velges slik at de blandede oljefaser har flammepunkt over 100 °C.
8.
Anvendelse ifølge kravene 1 til 7 der LAO benyttes i borefluider som formuleres som en vann-i-olje invertemulsjon og inneholder en findispergert, vandig fase i mengder på 5 til 60 vekt-% eller som er formulert som en olje-i-vann emulsjon, i hvilket tilfelle den dispergerte oljefase utgjør 1 til 50 vekt-%.
9.
Anvendelse ifølge kravene 1 til 8 der de LAO-holdige oljefaser benyttes i borehullbehandlingspreparater, mer spesielt i borefluider, som i bruk utsettes for temperaturer over 150 °C.
10.
Borehullbehandlingsmidler, mer spesielt borefluider, hell- og pumpbare ved temperaturer på 5 til 20 °C, basert på enten en kontinuerlig oljefase, eventuelt i blanding med en begrenset mengde av en dispergert vandig fase (vann-i-olje inverttypen) eller på en olje-i-vann emulsjon med en dispergert oljefase i den kontinuerlige vandige fase, idet disse behandlingsmidler inneholder typiske oppløste og/eller dispergerte hjelpestoffer som viskositetsgivende midler, emulgatorer, fluidtapsadditiver, fuktemidler, finpartikkelvektgivende midler, salter, alkalireserver og/eller biosider, karakterisert ved at behandlingsmidlene i sin oljefase inneholder rette hydrokarbonforbindelser som er olefinisk umettet i a-posisjon, LAO, med flammepunkt minst 80 °C i blanding med både aerobisk og anaerobisk nedbrytbare oljer valgt fra klassen olefile alkoholer, etere, karbonsyreestere og/eller esteroljer av monokarboksylsyrer fra en av de følgende underklasser: a) estere av Ci.5 monokarboksylsyrer og -monohydroksy- og/eller - polyhydroksyalkoholer, rester av monohydroksyalkoholer inneholdende minst 6 karbonatomer og polyhydroksyalkoholer inneholdende 2 til 6 karbonatomer i molekylet, b) estere av alifatiske mettede monokarboksylsyrer av syntetisk og/eller naturlig opprinnelse inneholdende 6 til 16 karbonatomer og monohydroksy- og/eller polyhydroksyalkoholer av den type som er nevnt under a), c) estre av mono- og/eller polyolefinisk umettede monokarboksylsyrer inneholdende opp til 24 karbonatomer og rette og/eller forgrenede monohydroksyalkoholer.
11.
Borehullbehandlingsmidler ifølge krav 10, karakterisert ved at de LAO eller blandinger av LAO som er til stede i oljefasen tilsvarer forbindelser inneholdende 12 til 30 karbonatomer i molekylet.
12.
Borehullbehandlingsmidler ifølge krav 10 og 11, karakterisert ved at oljefasen har flammepunkt over 100 °C.
13.
Borehullbehandlingsmidler ifølge kravene 10 til 12, karakterisert ved at de er formulert som invertborefluider av vann-i-olje typen og inneholder den dispergerte, vandige fase i mengder på 5 til 60 vekt-% mens, når det gjelder vannbaserte olje-i-vann emulsjonsborefluider, mengden av dispergert oljefase ligger i området fra 1 til 50 vekt-% og fortrinnsvis i området 8 til 50 vekt-%.
14.
Borehullbehandlingsmidler ifølge krav 10 til 13, karakterisert v e d at de, som oljebaserte borefluider av inverttypen, har en plastisk viskositet (PV) på 10 til 60 mPas, bestemt ved 50 °C, og en flytgrense (YP) på 2 til 19 Pa (5 til 40 lb/100 ft2) bestemt ved 50 °C.
15.
Borehullbehandlignsmidler ifølge kravene 10 til 14, karakterisert ved at den kontinuerlige oljefase av invertslammet har en Brookfield (RVT) viskositet ved 0 til 5 °C på mindre enn 50 mPas.
16.
Borehullbehandlingsmidler ifølge kravene 10 til 15, karakterisert ved at de er justert til en pH-verdi i området i det vesentlige nøytral til moderat basisk og mer spesielt til en pH-verdi i området fra 7,5 til 11 der bruken av kalk som alkalireserve er spesielt foretrukket.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DE4420455A DE4420455A1 (de) | 1994-06-13 | 1994-06-13 | Lineare alpha-Olefine enthaltende fließfähige Bohrlochbehandlungsmittel insbesondere entsprechende Bohrspülungen |
PCT/EP1995/002143 WO1995034610A1 (de) | 1994-06-13 | 1995-06-06 | Lineare alpha-olefine enthaltende fliessfähige bohrlochbehandlungsmittel, insbesondere entsprechende bohrspülungen |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO964473D0 NO964473D0 (no) | 1996-10-21 |
NO964473L NO964473L (no) | 1996-10-21 |
NO322733B1 true NO322733B1 (no) | 2006-12-04 |
Family
ID=6520362
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19964473A NO322733B1 (no) | 1994-06-13 | 1996-10-21 | Anvendelse av opplosninger av lineaere <alfa>-olefiner som en fase i borehullbehandlingsmidler, samt borebehandlingsmidler omfattende disse. |
Country Status (13)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5869434A (no) |
EP (1) | EP0765368B1 (no) |
AT (1) | ATE178644T1 (no) |
AU (1) | AU691931B2 (no) |
DE (2) | DE4420455A1 (no) |
DK (1) | DK0765368T3 (no) |
ES (1) | ES2129829T3 (no) |
GR (1) | GR3030018T3 (no) |
MX (1) | MX9606341A (no) |
MY (1) | MY116636A (no) |
NO (1) | NO322733B1 (no) |
WO (1) | WO1995034610A1 (no) |
ZA (1) | ZA954846B (no) |
Families Citing this family (57)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6589917B2 (en) * | 1996-08-02 | 2003-07-08 | M-I Llc | Invert emulsion drilling fluids and muds having negative alkalinity and elastomer compatibility |
US6806233B2 (en) * | 1996-08-02 | 2004-10-19 | M-I Llc | Methods of using reversible phase oil based drilling fluid |
US6323157B1 (en) * | 1997-08-08 | 2001-11-27 | Bp Corporation North America Inc. | Base oil for well fluids having low pour point temperature |
DE19852971A1 (de) | 1998-11-17 | 2000-05-18 | Cognis Deutschland Gmbh | Schmiermittel für Bohrspülungen |
US6514915B1 (en) * | 1999-09-29 | 2003-02-04 | Baker Hughes Incorporated | Synthetic base fluid for enhancing the results of crude oil characterization analyses |
US7297661B2 (en) * | 1999-09-29 | 2007-11-20 | Baker Hughes Incorporated | Synthetic base fluid for enhancing the results of crude oil characterization analyses |
US7638466B2 (en) | 2000-12-29 | 2009-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thinners for invert emulsions |
EP1356010B1 (en) | 2000-12-29 | 2010-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Thinners for invert emulsions |
US6887832B2 (en) | 2000-12-29 | 2005-05-03 | Halliburton Energy Service,S Inc. | Method of formulating and using a drilling mud with fragile gels |
US7456135B2 (en) * | 2000-12-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling using flat rheology drilling fluids |
US20030036484A1 (en) * | 2001-08-14 | 2003-02-20 | Jeff Kirsner | Blends of esters with isomerized olefins and other hydrocarbons as base oils for invert emulsion oil muds |
US7572755B2 (en) * | 2000-12-29 | 2009-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid comprising a vinyl neodecanoate polymer and method for enhanced suspension |
US6620770B1 (en) | 2001-10-31 | 2003-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additive for oil-based drilling fluids |
US7008907B2 (en) * | 2001-10-31 | 2006-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additive for oil-based drilling fluids |
US7271132B2 (en) | 2001-10-31 | 2007-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Metallic soaps of modified fatty acids and rosin acids and methods of making and using same |
US7534746B2 (en) * | 2001-10-31 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Metallic soaps of modified tall oil acids |
US20030130135A1 (en) * | 2001-11-13 | 2003-07-10 | Crompton Corporation | Emulsifier for oil-based drilling fluids |
US7066284B2 (en) * | 2001-11-14 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
US6989353B2 (en) * | 2002-06-19 | 2006-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for reducing sag in drilling, completion and workover fluids |
US6861393B2 (en) * | 2002-06-19 | 2005-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for reducing sag in drilling, completion and workover fluids |
DE10243312A1 (de) * | 2002-09-18 | 2004-04-01 | Cognis Deutschland Gmbh & Co. Kg | Bohrlochbehandlungsmittel mit niedrig-toxischer Ölphase |
US6884762B2 (en) * | 2002-10-28 | 2005-04-26 | Newpark Drilling Fluids, L.L.C. | Ester-containing downhole drilling lubricating composition and processes therefor and therewith |
US20060014647A1 (en) * | 2002-11-13 | 2006-01-19 | Baker Hughes Incorporated | Synthetic base fluid for enhancing the results of crude oil characterization analyses |
US6939999B2 (en) * | 2003-02-24 | 2005-09-06 | Syntroleum Corporation | Integrated Fischer-Tropsch process with improved alcohol processing capability |
US20040176654A1 (en) * | 2003-03-07 | 2004-09-09 | Syntroleum Corporation | Linear alkylbenzene product and a process for its manufacture |
US20050165261A1 (en) * | 2003-03-14 | 2005-07-28 | Syntroleum Corporation | Synthetic transportation fuel and method for its production |
DE10334441A1 (de) * | 2003-07-29 | 2005-02-17 | Cognis Deutschland Gmbh & Co. Kg | Bohrlochbehandlungsmittel, enthaltend Ethercarbonsäuren |
US6982355B2 (en) * | 2003-08-25 | 2006-01-03 | Syntroleum Corporation | Integrated Fischer-Tropsch process for production of linear and branched alcohols and olefins |
DE10349807A1 (de) * | 2003-10-24 | 2005-05-25 | Cognis Deutschland Gmbh & Co. Kg | Emulgatoren für Bohrspülmittel |
DE10349808A1 (de) * | 2003-10-24 | 2005-05-25 | Cognis Deutschland Gmbh & Co. Kg | Emulgatoren für Bohrspülmittel |
WO2005044941A2 (en) * | 2003-10-27 | 2005-05-19 | Venture Chemicals, Inc. | Oil base fluids containing hydrophilic tannins |
US7507694B2 (en) * | 2004-03-12 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surfactant-free emulsions and methods of use thereof |
US8030252B2 (en) * | 2004-03-12 | 2011-10-04 | Halliburton Energy Services Inc. | Polymer-based, surfactant-free, emulsions and methods of use thereof |
DE102004034141A1 (de) * | 2004-07-15 | 2006-02-09 | Cognis Ip Management Gmbh | Verwendung von Lithiumsalzen von Fettalkoholsulfaten zum Reinigen von Bohrlöchern, Bohrgeräten oder Bohrklein |
DE102004051280A1 (de) * | 2004-10-21 | 2006-04-27 | Cognis Ip Management Gmbh | Verwendung von ethoxylierten Amidoaminen als Emulgatoren in Bohrspülungen |
US20080261836A1 (en) * | 2007-04-20 | 2008-10-23 | Filler Paul A | Compositions for use in well servicing fluids |
CA2697033A1 (en) * | 2007-08-21 | 2009-02-26 | Archer-Daniels-Midland Company | Hydrocolloid gum compositions, methods of forming the same, and products formed therefrom |
EP2036963A1 (de) | 2007-09-14 | 2009-03-18 | Cognis Oleochemicals GmbH | Schmiermitteladditive für Bohrspülmittel |
EP2036964A1 (de) | 2007-09-14 | 2009-03-18 | Cognis Oleochemicals GmbH | Verdicker für ölbasierte Bohrspülmittel |
EP2185484A1 (en) * | 2007-09-14 | 2010-05-19 | Kemira Chemicals Inc. | Environmentally compatible defoaming compositions for use in fluids |
EP2036962A1 (de) * | 2007-09-14 | 2009-03-18 | Cognis Oleochemicals GmbH | Additive für wasserbasierte Bohrspülmittel |
EP2053111B1 (en) * | 2007-10-24 | 2016-12-07 | Emery Oleochemicals GmbH | Drilling composition, process for its preparation and applications thereof |
DE102008008251A1 (de) | 2008-02-08 | 2009-08-20 | Cognis Oleochemicals Gmbh | Vernetzte Glycerin- oder Oligoglycerinester und deren Verwendung als Additiv in Bohrspülungen |
US7902128B2 (en) * | 2008-04-29 | 2011-03-08 | Halliburton Energy Services Inc. | Water-in-oil emulsions with hydrogel droplets background |
DE102009017827A1 (de) * | 2009-04-20 | 2010-10-21 | Sasol Germany Gmbh | Verfahren zur Herstellung von verzweigten Kohlenwasserstoffen aus Fettalkoholen und Verwendung derartig hergestellter Kohlenwasserstoffe |
FR2954097B1 (fr) * | 2009-12-22 | 2012-01-06 | Oreal | Emulsion inverse pour le traitement des cheveux comprenant un alcool gras insature liquide |
DE102009060865A1 (de) | 2009-12-30 | 2011-07-07 | Emery Oleochemicals GmbH, 40589 | Ester aus festen Polyolen und ungesättigten Carbonsäuren |
US20110168449A1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-07-14 | Dusterhoft Ronald G | Methods for drilling, reaming and consolidating a subterranean formation |
US20120071368A1 (en) * | 2010-04-27 | 2012-03-22 | Suncor Energy Inc. | Drilling Fluid for Enhanced Rate of Penetration |
DE102010050917A1 (de) | 2010-11-11 | 2012-05-16 | Emery Oleochemicals Gmbh | Verfahren zur Herstellung von Carbonsäureestern während eines Transports |
CN103459359A (zh) | 2011-02-04 | 2013-12-18 | 洛德公司 | 多元醇及其在烃类润滑液和钻井液中的应用 |
BR112015001600A2 (pt) | 2012-07-26 | 2017-07-04 | Amril Ag | emulsão e uso de um éster |
US10253236B2 (en) | 2013-10-31 | 2019-04-09 | Amril Ag | Environmental friendly well treatment fluids comprising an ester |
US10557335B2 (en) | 2014-01-24 | 2020-02-11 | Schlumberger Technology Corporation | Gas fracturing method and system |
MX2017007251A (es) | 2015-01-07 | 2018-02-16 | Emery Oleochemicals Gmbh | Acidos eter carboxilicos hidrofilicos como lubricantes para sistemas de perforacion con base en sal. |
EP3242920B1 (en) | 2015-01-07 | 2018-12-19 | Emery Oleochemicals GmbH | New additives for oilfield and industrial applications |
CA3050428A1 (en) * | 2017-02-03 | 2018-08-09 | Saudi Arabian Oil Company | Oil-based fluid compositions for hydrocarbon recovery applications |
Family Cites Families (25)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4374737A (en) * | 1980-01-14 | 1983-02-22 | Dana E. Larson | Nonpolluting drilling fluid composition |
US4481121A (en) * | 1982-05-17 | 1984-11-06 | Hughes Tool Company | Viscosifier for oil base drilling fluids |
US5232910A (en) * | 1988-12-19 | 1993-08-03 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Use of selected ester oils in drilling fluids and muds |
DE3842659A1 (de) * | 1988-12-19 | 1990-06-28 | Henkel Kgaa | Verwendung ausgewaehlter esteroele in bohrspuelungen insbesondere zur off-shore-erschliessung von erdoel- bzw. erdgasvorkommen (i) |
US5252554A (en) * | 1988-12-19 | 1993-10-12 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Drilling fluids and muds containing selected ester oils |
DE3842703A1 (de) * | 1988-12-19 | 1990-06-21 | Henkel Kgaa | Verwendung ausgewaehlter esteroele in bohrspuelungen insbesondere zur off-shore-erschliessung von erdoel- bzw. erdgasvorkommen (ii) |
DE3903785A1 (de) * | 1989-02-09 | 1990-08-16 | Henkel Kgaa | Oleophile basische aminverbindungen als additive in invert-bohrspuelschlaemmen |
DE3903784A1 (de) * | 1989-02-09 | 1990-08-16 | Henkel Kgaa | Monocarbonsaeure-methylester in invert-bohrspuelschlaemmen |
US5254531A (en) * | 1989-02-09 | 1993-10-19 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Oleophilic basic amine compounds as an additive for invert drilling muds |
DE3907391A1 (de) * | 1989-03-08 | 1990-09-13 | Henkel Kgaa | Verwendung ausgewaehlter esteroele niederer carbonsaeuren in bohrspuelungen |
DE3907392A1 (de) * | 1989-03-08 | 1990-09-13 | Henkel Kgaa | Ester von carbonsaeuren mittlerer kettenlaenge als bestnadteil der oelphase in invert-bohrspuelschlaemmen |
DE3911238A1 (de) * | 1989-04-07 | 1990-10-11 | Henkel Kgaa | Oleophile alkohole als bestandteil von invert-bohrspuelungen |
DE3911299A1 (de) * | 1989-04-07 | 1990-10-11 | Henkel Kgaa | Verwendung ausgewaehlter ether monofunktioneller alkohole in bohrspuelungen |
DE3915875A1 (de) * | 1989-05-16 | 1990-11-22 | Henkel Kgaa | Verwendung ausgewaehlter oleophiler alkohole in wasser-basierten bohrspuelungen vom o/w-emulsionstyp sowie entsprechende bohrspuelfluessigkeiten mit verbesserter oekologischer vertraeglichkeit |
DE3915876A1 (de) * | 1989-05-16 | 1990-11-22 | Henkel Kgaa | Verwendung ausgewaehlter esteroele in wasser-basierten bohrspuelungen vom o/w-emulsionstyp sowie entsprechende bohrspuelfluessigkeiten mit verbesserter oekologischer vertraeglichkeit |
US5189012A (en) * | 1990-03-30 | 1993-02-23 | M-I Drilling Fluids Company | Oil based synthetic hydrocarbon drilling fluid |
DE4018228A1 (de) * | 1990-06-07 | 1991-12-12 | Henkel Kgaa | Fliessfaehige bohrlochbehandlungsmittel auf basis von kohlensaeurediestern |
DE4019266A1 (de) * | 1990-06-16 | 1992-01-23 | Henkel Kgaa | Fliessfaehige bohrlochbehandlungsmittel auf basis von polycarbonsaeureestern |
DE4200502A1 (de) * | 1992-01-13 | 1993-07-15 | Henkel Kgaa | Verbesserte entsorgung von kontaminiertem bohrklein aus geologischen bohrungen mit mineraloel-enthaltenden bohrspuelsystemen |
DE4224537A1 (de) * | 1992-07-27 | 1994-02-03 | Henkel Kgaa | Mineralische Additive zur Einstellung und/oder Regelung der Rheologie und Gelstruktur wässriger Flüssigphasen und ihre Verwendung |
JPH06320860A (ja) * | 1993-05-11 | 1994-11-22 | Nitto Denko Corp | 可逆性感熱記録媒体 |
WO1994028087A1 (en) * | 1993-06-01 | 1994-12-08 | Albemarle Corporation | Invert drilling fluids |
MY111304A (en) * | 1993-09-01 | 1999-10-30 | Sofitech Nv | Wellbore fluid. |
CZ226196A3 (en) * | 1994-02-02 | 1997-03-12 | Chevron Chem Co | Drilling fluid containing linear olefins |
MX9504164A (es) * | 1994-02-02 | 1997-04-30 | Chevron Chem Co | Olefinas lineales esqueleticamente isomerizadas. |
-
1994
- 1994-06-13 DE DE4420455A patent/DE4420455A1/de not_active Withdrawn
-
1995
- 1995-06-06 US US08/750,829 patent/US5869434A/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-06-06 MX MX9606341A patent/MX9606341A/es not_active IP Right Cessation
- 1995-06-06 EP EP95922506A patent/EP0765368B1/de not_active Expired - Lifetime
- 1995-06-06 DK DK95922506T patent/DK0765368T3/da active
- 1995-06-06 AT AT95922506T patent/ATE178644T1/de not_active IP Right Cessation
- 1995-06-06 WO PCT/EP1995/002143 patent/WO1995034610A1/de active IP Right Grant
- 1995-06-06 DE DE59505598T patent/DE59505598D1/de not_active Expired - Fee Related
- 1995-06-06 AU AU27376/95A patent/AU691931B2/en not_active Ceased
- 1995-06-06 ES ES95922506T patent/ES2129829T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1995-06-12 ZA ZA954846A patent/ZA954846B/xx unknown
- 1995-06-13 MY MYPI95001583A patent/MY116636A/en unknown
-
1996
- 1996-10-21 NO NO19964473A patent/NO322733B1/no unknown
-
1999
- 1999-04-20 GR GR990401099T patent/GR3030018T3/el unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
DE59505598D1 (de) | 1999-05-12 |
US5869434A (en) | 1999-02-09 |
NO964473D0 (no) | 1996-10-21 |
DE4420455A1 (de) | 1995-12-14 |
MY116636A (en) | 2004-03-31 |
MX9606341A (es) | 1997-03-29 |
EP0765368A1 (de) | 1997-04-02 |
DK0765368T3 (da) | 1999-10-18 |
ES2129829T3 (es) | 1999-06-16 |
WO1995034610A1 (de) | 1995-12-21 |
NO964473L (no) | 1996-10-21 |
AU2737695A (en) | 1996-01-05 |
ATE178644T1 (de) | 1999-04-15 |
ZA954846B (en) | 1995-12-13 |
AU691931B2 (en) | 1998-05-28 |
GR3030018T3 (en) | 1999-07-30 |
EP0765368B1 (de) | 1999-04-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO322733B1 (no) | Anvendelse av opplosninger av lineaere <alfa>-olefiner som en fase i borehullbehandlingsmidler, samt borebehandlingsmidler omfattende disse. | |
NO178933B (no) | Anvendelse av diestere av karbonsyre i borehullbehandlingsmidler samt de derved fremstilte borehullbehandlingsmidler | |
US5318956A (en) | Use of selected ester oils in water-based drilling fluids of the O/W emulsion type and corresponding drilling fluids with improved ecological acceptability | |
US5194422A (en) | Use of selected oleophilic alcohols in water-based drilling fluids of the o/w-emulsion type and corresponding drilling fluids with improved ecological acceptability | |
US6596670B1 (en) | Use of selected oleophilic ethers in water-based drilling fluids of the O/W emulsion type and corresponding drilling fluids with improved ecological acceptability | |
NO178868B (no) | Anvendelse av estere av polykarboksylsyrer i borehullsbehandlingsmidler samt slike borehullbehandlingsmidler | |
USRE36066E (en) | Use of selected ester oils in drilling fluids and muds | |
US5403822A (en) | Esters of carboxylic acids of medium chain-length as a component of the oil phase in invert drilling muds | |
NO301340B1 (no) | Anvendelsen av utvalgte esteroljer i vannbaserte borespylinger av typen olje/vann-emulsjoner samt tilsvarende borespylevæsker med forbedret ökologisk godtagbarhet | |
EP2207862B1 (en) | Drilling composition, process for its preparation, and applications thereof | |
US5232910A (en) | Use of selected ester oils in drilling fluids and muds | |
CA2006010C (en) | The use of selected ester oils in drilling fluids and muds | |
US5318954A (en) | Use of selected ester oils of low carboxylic acids in drilling fluids | |
US5252554A (en) | Drilling fluids and muds containing selected ester oils | |
NO339445B1 (no) | Borehullbehandlingsmidler med en oljefase med lav toksisitet samt anvendelse derav | |
IE900802L (en) | Drilling fluids | |
US5755892A (en) | Waste disposal of contaminated drill cuttings from geological drilling using drilling fluid systems containing mineral oil | |
NO178403B (no) | Anvendelse av monokarboksylsyre-metylestere i invert-boreslam samt boreslam inneholdende esterene | |
NO300043B1 (no) | Invert-emulsjonsboreslam for omgivelsesvennlig utvikling av olje- og naturgass-forekomster samt anvendelsen av utvalgte alkoholer i slike slam | |
US5508258A (en) | Use of surface-active alpha-sulfo-fatty acid di-salts in water and oil based drilling fluids and other drill-hole treatment agents | |
NO179487B (no) | Anvendelse av basiske aminforbindelser som additiv i vann-i-olje-invert-boreslam, det ved anvendelsen oppnådde boreslam samt additiv for dette | |
CA2088697C (en) | Use of surface-active alkyl glycoside compounds in water- and oil-based drilling fluids and other drill-hole treatment agents | |
GB2297103A (en) | Base oil for well-bore fluids | |
IE920305A1 (en) | The use of surface-active carboxylic acid complex esters as¹emulsifiers in oil-based drilling fluids and other well¹servicing fluids | |
CA2192998C (en) | Free-flowing borehole servicing preparations containing linear alpha-olefins, more particularly corresponding drilling fluids |