NO337375B1 - Selvavbrytende flytegrenseforsterker for oljebasert borevæske - Google Patents
Selvavbrytende flytegrenseforsterker for oljebasert borevæske Download PDFInfo
- Publication number
- NO337375B1 NO337375B1 NO20070796A NO20070796A NO337375B1 NO 337375 B1 NO337375 B1 NO 337375B1 NO 20070796 A NO20070796 A NO 20070796A NO 20070796 A NO20070796 A NO 20070796A NO 337375 B1 NO337375 B1 NO 337375B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- yield strength
- strength enhancer
- oil
- carbon atoms
- molar equivalent
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 54
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 51
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 claims abstract description 33
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 16
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims abstract description 16
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims abstract description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 11
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 claims description 10
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 8
- COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 2-[2-(2-butoxyethoxy)ethoxy]ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCOCCO COBPKKZHLDDMTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 claims description 7
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 7
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical group OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims description 6
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical group OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- -1 ester amide Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 5
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims description 3
- XXJWXESWEXIICW-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol monoethyl ether Chemical compound CCOCCOCCO XXJWXESWEXIICW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N propylene carbonate Chemical compound CC1COC(=O)O1 RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000006471 dimerization reaction Methods 0.000 claims description 2
- 150000004670 unsaturated fatty acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 235000021122 unsaturated fatty acids Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 25
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N Triisopropanolamine Chemical compound CC(O)CN(CC(C)O)CC(C)O SLINHMUFWFWBMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 2
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 2
- 229920006149 polyester-amide block copolymer Polymers 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 description 2
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Malonic acid Chemical compound OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 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
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical compound CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940043276 diisopropanolamine Drugs 0.000 description 1
- 239000000539 dimer Substances 0.000 description 1
- 229940069096 dodecene Drugs 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid group Chemical group C(CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)(=O)O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 239000012074 organic phase Substances 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
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003760 tallow Chemical class 0.000 description 1
- 229940095068 tetradecene Drugs 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- HSNQNPCNYIJJHT-ISLYRVAYSA-N trans-octadec-9-ene Chemical compound CCCCCCCC\C=C\CCCCCCCC HSNQNPCNYIJJHT-ISLYRVAYSA-N 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 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
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08G—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
- C08G69/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming a carboxylic amide link in the main chain of the macromolecule
- C08G69/44—Polyester-amides
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører et flytende, selvavbrytende, midlertidig viskositetsøkende middel (flytegrenseforsterker) for oljebaserte borevæsker/boreslam, oppnådd ved å reagere en eller flere dikarboksylfettsyrer med et sekundært dialkanolamin og deretter med et tertiært trialkanolamin, og anvendelse av nevnte flytegrenseforsterker i oljebaserte borevæsker.
Boresystemer omfatter bruk av to hovedtyper av slam: vannbasert slam (WBM) og oljebasert slam (OBM).
Vann-i-olje emulsjonsslam, eller omvendte emulsjonsslam, er de mest benyttede OBM.
Boreslam (eller borevæsker) er svært komplekse systemer; de omfatter anvendelse av forskjellige kjemikalier slik som emulgatorer, fuktemidler, saltoppløsninger, oljer, reologiske modifiserende midler, tilsetningsstoffer for å kontrollere filtreringstap og vektmidler. Slammene/væskene yter et antall funksjoner, slik som fjerning av borestøv, smøring av borespissen, belegging av borehulloverflaten for å unngå strømning av fluider inn og ut av borehullet. Hjelp til å understøtte vekten av borerøret og utforingen. Ved dagens operasjoner pumpes borevæsker under høyt trykk gjennom et langt rør, som når den absolutte bunnen i borehullet gjennom midten av borekronen, og deretter returneres de til overflaten gjennom små ringrom mellom utsiden av selve røret og borehullsveggen eller utforingen.
Den teoretisk perfekte borevæsken er pseudoplastisk, som viser en lav viskositet når den forskyves, slik som under agitasjon eller sirkulering, men tykner når skjærhandlingen stanses, hvilket holder borestøvet på plass og unngår nedsigning; væsken bør tykne hurtig, for å nå en tilstrekkelig gelstyrke før suspendert materiale setter seg.
Denne adferden bør være reversibel uavhengig av temperaturen. Derfor krever borevæsker tilsetning av en eller flere reologimodifiserende stoffer for å opprettholde passende viskositet og stabilitet. Oljebaserte borevæsker, og i særdeleshet de som er designet for offshoredypvannsboring, er hovedsakelig vann-i-oljeemulsjoner av mineraloljer, eller olefiner eller parafiner eller blandinger derav.
En hovedbestanddel i disse oljebaserte borevæskene er organofiliske leirer: store mengder av kolloidale eller gelmidler er nødvendige for å oppnå den ønskede reologi i væsken og organofile leirer yter stort sett denne handlingen ved drift.
En nokså stor mengde av leirer er vanligvis nødvendig for å gi de ønskede pseudoplastiske egenskapene til væsken.
De faste stoffene som tilsettes til væsken er vanligvis ment for å øke den spesifikke gravitasjonen til selve væsken: under boreoperasjoner kan mottrykket av oljen eller gassen fra reservoaret være svært høyt og en høytetthetsborevæske anbefales alltid. En av de mest benyttede vektmidlene er barytt.
OBM for offshoreboring fremstilles generelt på tørt land og skipes deretter til plattformene; de bør derfor være stabile i nokså lang tid, under transport og frem til de når sitt driftssted. Uheldigvis er det svært vanskelig å aktivere (svelle) organofile leirer under fremstillingen av væsken; høyskj æring kan benyttes for å frembringe varme og hjelpe svellingen av leirene, men de fleste anlegg har ikke det passende utstyret.
Derfor er det normalt nødvendig å tilsette en flytegrenseforsterker til væsken som er i stand til å midlertidig etterligne funksjonen til leirene inntil de utvikler sin fulle viskositet.
Mange flytegrenseforsterkere er kjent, slik som amidharpiksadditivene beskrevet i US 4,816,551.
Oljebaserte væsker inneholder slike amidharpiksadditiver som fremviser høy kapasitet for å bære faststoff men som viser økende verdier av viskositet når de eksponeres for lave temperaturer; deres anvendelse ved offshoredyptvannsboreoperasjoner er derfor for det meste kritisk.
For offshoreoperasjoner må alltid den lave temperaturen i sjøen tas i betraktning, da effekten av flytegrenseforsterkerne vanligvis er sterkt avhengig av temperatur (jo høyere temperaturen er, jo høyere er risikoen for uønsket geling av væsken).
Polyesteramid-flytegrenseforsterkerene ifølge US 4,816,551 oppnås ved å reagere en dikarboksylfettsyre sammen med et dialkanolamin i kombinasjon med et polyamin. US 4,816,551 beskriver ikke flytegrenseforsterkere basert på polyesteramider fremstilt ved en totrinnsprosess som unngår bruk av polyaminer og som innbefatter bruk av trietanolamin i syntesen.
Boreoperasjoner er ikke kontinuerlige prosesser; mange stopp må nødvendigvis finne sted og det er da at risikoen for en overdreven viskositet av væsken, på grunn av nærværet av en flytegrenseforsterker, kan skape alvorlige problemer.
Når boreoperasjoner finner sted i ikke-dype farvann, er særlig forsiktighet og ytterligere tester nødvendig for å dosere flytepunktsforsterkeren korrekt. Når dypvannsboreoperasjoner utføres, faller temperaturen i sjøen ned til den er 0°C, og risikoen for geling av væsken er svært høy, spesielt under stopp.
Det ville være ønskelig å finne en selvavbrytende flytepunktsforsterker for oljebaserte borevæsker som viser høy kapasitet for å bære faste stoffer under transport og hvis viskositetsøkende effekt opphører så snart boringen faktisk finner sted, for således å overlate reologikontrollen av væsken til de organofile leirene.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en flytegrenseforsterker for oljebaserte borevæsker (boreslam) oppnådd ved å reagere, i et første trinn (i): i) omtrent en molarekvivalent av en eller flere dikarboksylfettsyrer med generell formel HOOC-R-COOH, der R er en alkylengruppe som inneholder fra 10 til 50 karbonatomer med omtrent en molarekvivalent av et sekundært dialkanolamin med den generelle formelen HO-R'-NH-R'OH, der R' er en alkylengruppe som inneholder fra 1 til 6 karbonatomer, ved omtrent 150°C og samle opp vann og holde reaksjonsblandingen under røring inntil omtrent en molar ekvivalent vann er oppsamlet;
i et andre trinn (ii),
ii) å reagere ved 120-150°C det oppnådde mellomproduktet med omtrent en tredjedel av en molarekvivalent av et tertiært trialkanolamin, med den generelle formelen N(-R"OH)3, der R" er en alkylengruppe som inneholder fra 1 til 6 karbonatomer, å samle opp vann og å holde reaksjonsblandingen under røring inntil omtrent en molarekvivalent av vann er samlet opp, for å oppnå et esteramid.
Ifølge et fundamentalt aspekt ved oppfinnelsen er det således nå funnet at en flytegrenseforsterker oppnådd fra reaksjonen av en eller flere dikarboksylfettsyrer med et sekundært dialkanolamin og deretter med et tertiært trialkanolamin, selv når det doseres i små mengder, tilveiebringer høy bærekapasitet av faste stoffer under transport for oljebaserte borevæsker, samt å forhindre at faste stoffer setter seg fra fremstillingstidspunktet av væsken til væsken når dets virkningsdestinasjon. Flytegrenseforsterkeren ifølge oppfinnelsen etterligner egenskapene til en oppsvulmet organofil leire, hvilke gir væsken midlertidig høy flytegrense og gelstyrke uten å øke den plastiske viskositeten.
Denne effekten forsvinner under boreoperasjonen, hvilket frigir den totale kontrollen av de ideologiske egenskapene av den oraganofile leiren og uten ytterligere å modifisere de reologiske egenskapene til den oljebaserte væsken.
Flytegrenseforsterkeren ifølge oppfinnelsen er i stand til å tykne væsken selv når lawiskositetsoljer benyttes som den eksterne fasen av den omvendte emulsjonen; den frembringer en høy flytegrense, en hurtig måte å nå en høy gelstyrke, samtidig som en lav plastisk viskositet opprettholdes.
I henhold til et fundamentalt aspekt er flytegrenseforsterkeren ifølge oppfinnelsen et estramid oppnådd ved å reagere en eller flere dikarboksylfettsyrer med et sekundært dialkanolamin og deretter med tertiært trialalkanoliamin.
Flytegrenseforsterkeren ifølge oppfinnelsen er fremstilt ved en totrinnsprosess.
I det første trinnet reageres omtrent en molarekvivalent av dikarboksylfettsyren med omtrent en molarekvivalent av det sekundære dialkanolaminet, fortrinnsvis dietanolamin.
I det andre trinnet reageres mellomproduktet med omtrent en tredjedel av molarekvivalenten av et tertiært trialkanolamin, fortrinnsvis trietanolamin, for å oppnå det ønskede esteramidet.
Ved begge trinnene samles vann opp og fjernes fra reaksjonskaret.
Det første trinnet ifølge fremgangsmåten utføres ved omtrent 150°C, og ekstern oppvarming er nødvendig; fortrinnsvis tilsettes dialkanolaminet langsomt i et reaksjonskar der dikarboksylsyren på forhånd har blitt skylt; og reaksjonsblandingen røres inntil omtrent en molarekvivalent vann er blitt samlet opp.
Ingen isolering av mellomproduktet er nødvendig.
Det andre trinnet er svakt eksotermt og reaksjonen utføres fortrinnsvis ved 120-150°C ved langsom tilsetning av trialkanolaminet; reaksjonsblandingen røres inntil omtrent en molarekvivalent vann er samlet opp.
Begge trinnene utføres fortrinnsvis i nærvær av et løsningsmiddel.
De foretrukne løsningsmidlene er glykoler, glykoletere eller blandinger derav; som eksempler på egnede løsningsmidler anfører vi: dietylenglykolmono-n-butyleter, dietylenglykoletyleter, etylenglykolmono-n-butyleter, butoksytriglykol.
Den mest foretrukne glykoleteren er butoksytriglykol.
For å regulere viskositeten i sluttproduktet kan eventuelt en eller flere egnede fortynningsmidler, slik som propylenkarbonat eller et glykol eller glykoleter (slik som de som er anført over som egnede løsningsmidler), eller blandinger derav tilsettes etter trinn (ii).
Den totale mengden av løsningsmiddel og fortynningsmiddel i flytegrenseforsterkeren ifølge oppfinnelsen er fortrinnsvis fra 30 til 70 vekt-%, mer foretrukket fra 40 til 60 vekt-%.
Dikarboksylfettsyrene som er nyttige for realiseringen av oppfinnelsen er de som har generell formel HOOC-R-COOH, der R er en alkylengruppe som inneholder fra 10 til 50 karbonatomer, fortrinnsvis fra 20 til 40 karbonatomer.
Det sekundære dialkanolaminet har den generelle formelen HO-R'-NH-R'OH, der R' er en alkylengruppe som inneholder fra 1 til 6 karbonatomer.
Det tertiære trialkanolaminet har den generelle formelen N(-R"OH)3, der R" er en alkylengruppe som inneholder fra 1 til 6 karbonatomer.
De foretrukne dikarboksylfettsyrene er dimeriserte fettsyrer, kommersielle produkter fremstilt ved dimerisering av umettete fettsyrer som inneholder fra 8 til omtrent 18 karbonatomer, inkludert 9-dodecen(cis), 9-tetradecen(cis), 9-oktadecen(cis), oktadekatetransyrer og lignende.
Blandinger av dimeriserte fettsyrer kan benyttes.
Det foretrukne sekundære dialkanolaminet er dietanolamin, diisopropanolamin og blandinger derav; dietanolamin er det mest foretrukne sekundære dialkanolaminet.
Det meste foretrukne tertiære trialkanolaminet er trietanolamin, men andre tertiære alanolaminer kan benyttes, slik som tri-iso-propanolamin, og blandinger av trietanolamin og tri-iso-propanolamin.
Esteramidet ifølge oppfinnelsen kan tilsettes til borevæsken ved et hvilke som helst stadium av dets fremstilling og tilførselmetoden i væsken er ikke kritisk.
Flytegrenseforsterkerne ifølge oppfinnelsen benyttes fordelaktig for å stabilisere oljebaserte borevæsker for offshoredypvannsboredrift.
De bibringer fortreffelig stabilitet til slik væsker, og er på flytende form, og de kan lett doseres.
Et annet fundamentalt formål ved den foreliggende oppfinnelsen er anvendelse av flytegrenseforsterkeren oppnådd som beskrevet over, ved å reagere en eller flere dikarboksylfettsyrer med et sekundært dialkanolamin og deretter med tertiært trialkanolamin, i en oljebasert borevæske der borevæsken inneholder 0,05 til 1,0 vekt-%, fortrinnsvis fra 0,1 til 0,5 vekt-%, av flytegrenseforsterkeren, og der prosentene henviser til en flytegrenseforsterker ifølge oppfinnelsen med et totalt innhold av løsningsmiddel og fortynningsmiddel på 50 vekt-%.
Ifølge en foretrukken utførelsesform ved oppfinnelsen er den oljebaserte borevæsken, oljebaserte omvendte emulsjoner, dannet ved en oljeaktig kontinuerlig ekstern fase og en vandig intern fase.
For å fremstille den oljebaserte borevæsken ifølge oppfinnelsen tilsettes normalt vannløselige salter, valgt blant natriumklorid, kaliumklorid, natriumbromid eller kalsiumklorid, til den oljeaktige fasen på formen av saltoppløsninger, i konsentrasjoner på mellom 1 til 50 volum-%, fortrinnsvis mellom 10 til 30 volum-%, mer foretrukket i en konsentrasjon på 25 volum-% (volum-% henviser til den endelige emulsjonen).
En fagmann på området er i stand til å bestemme det passende saltoppløsning til oljeforholdet, for å oppnå en stabil emulsjon, tatt i betraktning og begrensning av kostnaden ved borvæsken.
Den oljebaserte borvæsken ifølge oppfinnelsen inneholder også normalt en eller flere surfaktanter (emulgatorer), for å stabilisere emulsjonen; surfaktantene kan tilsettes til den eksterne fasen, til den interne fasen eller til begge fasene.
Nyttige emulgatorer inkluderer harpikssyrer, talloljesyrer og derivater derav (slik som amido-aminer og imidazoliner), fettalkoholer og fettsyrer, slik som oljesyre, kapronsyre, stearinsyre.
Forskjellige modifikasjoner og endringer av denne oppfinnelsen vil være åpenbare for en fagmann på området uten å fjerne seg fra omfanget av denne oppfinnelsen.
Det skal forstås at denne oppfinnelsen ikke er ment å begrenses urimelig av de illustrative utførelsesformene og eksemplene som her er angitt.
I figur 1-6 er resultatene av applikasjonstestene (Eksempel 3 og 4) utført med oljebaserte borevæsker i henhold til oppfinnelsen (fremstilt som beskrevet i eksempel 2) rapportert. Figur 1-3 viser reduksjonen av flytegrensen for oljebaserte borevæsker i henhold til oppfinnelsen (D, O, MO) sammenlignet med flytegrensen til de analoge væskene som ikke inneholder flytegrenseforsterkeren ifølge oppfinnelsen (blindmaterialer: Do, Oo, MOo), når væsker eksponeres for skjærbelastning (se eksempel 3). Figur 4-6 viser reduksjonen av flytegrensen for oljebaserte borevæsker i henhold til oppfinnelsen (D, O, MO) sammenlignet med flytegrensen til de analoge væskene som ikke inneholder flytegrenseforsterkeren ifølge oppfinnelsen (blindmateriale: Do, Oo, MOo), når væsker eksponeres for varme (se eksempel 4).
Eksempel 1
Fremstilling av flytegrenseforsterkeren (YPE1).
736,56 g dimersyre (1,37 mol) (Unydime® Tl8, Arizona Chem. Co., US) fylles i et reaksjonskar; 405 g butoksytriglykol tilsettes så til reaksjonskaret og blandingen varmes
opp til 95°C under røring. 144,36 g dietanolamin tilsettes deretter langsomt og temperaturen opprettholdes ved omtrent 150°C, inntil 24,66 g vann er samlet opp.
68,40 g trietanolamin (0,46 mol) tilsettes deretter langsomt; reaksjonen er svakt eksoterm og temperaturen opprettholdes ved rundt 150°C, spyling med en moderat strøm av nitrogen og oppsamling av vann inntil 24,66 g vann er samlet opp.
Reaksjonsblandingen avkjøles deretter til 95°C og 405 g butoksytriglykol og 90 g propylenkarbonat tilsettes, for å oppnå 1800 g av sluttproduktet.
Sluttproduktet (YPE1) er en gul homogen væske; IR analyse viser et typisk amidbånd ved 1627 cm"<1>og et esterbånd ved 1739 cm"<1>.
Eksempel 2.
Fremstilling av oljebaserte borvæsker
Borevæskene fremstilles ved å blande 158,34 g av organisk fase (diesel, eller en intern olefinblanding C16-C18, eller en mineralolje) og 82,443 g av 25 vekt-% CaCl2-saltoppløsning og deretter emulgere i nærvær av en organofil leire, lesket kalk, en imidazolinbasert primæremulgator, Ecotrol® (filtreringstapsreduksjonsmiddel fra M-I L.L.C, US), barytt og YPE1.
Sammensetningen av borevæskene (i g) er rapportert i tabell 1.
Applikasjonstester
Eksempel 3
Flytegrensen til borevæskene skjært ved 8000 omdr. pr. min. med Hamilton Beach måles ved 25°C ved intervaller.
Resultatene er rapportert i tabell 2, og som en graf i fig. 1-3.
Eksempel 4
Borevæskene varmes til 65°C under lave skjærbetingelser og deres flytegrense måles ved intervaller på 10 minutter.
Resultatene er rapportert i tabell 3, og som en graf i fig. 4-6.
Applikasjonstestene viser at flytegrenseforsterkeren ifølge oppfinnelsen, både under skjærebelastning og varme (simulering av boredriftsbetingelser), brytes ned uten å endre noen egenskaper ved den opprinnelige borevæsken.
Claims (10)
1.
Flytegrenseforsterker for oljebaserte borevæsker (boreslam) oppnådd ved å reagere, i et første trinn (i): i) omtrent en molarekvivalent av en eller flere dikarboksylfettsyrer med generell formel HOOC-R-COOH, der R er en alkylengruppe som inneholder fra 10 til 50 karbonatomer med omtrent en molarekvivalent av et sekundært dialkanolamin med den generelle formelen HO-R-NH-ROH, der R' er en alkylengruppe som inneholder fra 1 til 6 karbonatomer, ved omtrent 150°C og samle opp vann og holde reaksjonsblandingen under røring inntil omtrent en molar ekvivalent vann er oppsamlet;
i et andre trinn (ii), ii) å reagere ved 120-150°C det oppnådde mellomproduktet med omtrent en tredjedel av en molarekvivalent av et tertiært trialkanolamin, med den generelle formelen N(-R"OH)3, der R" er en alkylengruppe som inneholder fra 1 til 6 karbonatomer, å samle opp vann og å holde reaksjonsblandingen under røring inntil omtrent en molarekvivalent av vann er samlet opp, for å oppnå et esteramid.
2.
Flytegrenseforsterker ifølge krav 1, der R er en alkylengruppe som inneholder fra 20 til 40 karbonatomer.
3.
Flytegrenseforsterker ifølge krav 2, der dikarboksylfettsyrene er dimeriserte fettsyrer fremstilt ved dimerisering av umettete fettsyrer som inneholder fra 8 til omtrent 18 karbonatomer.
4.
Flytegrenseforsterkere ifølge krav 3, der det andre dialkanolaminet er dietanolamin og det tertiære trialkanolaminet er trietanolamin.
5.
Flytegrenseforsterker ifølge krav 4, som er oppnådd ved å utføre trinn (i) og (ii) i nærvær av en glykol, eller en glykoleter, eller blanding derav.
6.
Flytegrenseforsterker ifølge krav 5, der trinnene (i) og (ii) utføres i nærvær av en glykoleter valgt fra gruppen bestående av dietylenglykolmono-n-butyleter, dietylenglykoletyleter, etylenglykolmono-n-butyleter, butoksytriglykol.
7.
Flytegrenseforsterker ifølge krav 6, der glykoleteren er butoksytriglykol.
8.
Flytegrenseforsterker ifølge krav 6, oppnådd ved ytterligere å tilsette etter trinn (ii), et fortynningsmiddel valgt blant dietylenglykolmono-n-butyleter, dietylenglykoletyleter, etylenglykol mono-n-butyleter, butoksytriglykol, propylenkarbonat eller blanding derav, opptil en total mengde av fortynningsmiddel på fra 30 til 70 vekt-%.
9.
Anvendelse av flytegrenseforsterkeren ifølge et hvilke som helst av kravene 1-8, i en oljebasert borevæske, der borevæsken inneholder fra 0,05 til 1 vekt-% av flytegrenseforsterkeren og der prosentene henviser til en flytegrenseforsterker med et totalt innhold av løsningsmiddel og fortynningsmiddel på 50 vekt-%.
10.
Anvendelse ifølge krav 9, der borevæsken er på formen av en omvendt emulsjon.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/IT2004/000396 WO2006008765A1 (en) | 2004-07-20 | 2004-07-20 | Self-breakable yield point enhancer for oil based drilling mud |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20070796L NO20070796L (no) | 2007-02-12 |
NO337375B1 true NO337375B1 (no) | 2016-03-29 |
Family
ID=34958265
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20070796A NO337375B1 (no) | 2004-07-20 | 2007-02-12 | Selvavbrytende flytegrenseforsterker for oljebasert borevæske |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7956014B2 (no) |
EP (1) | EP1769017B1 (no) |
AT (1) | ATE383388T1 (no) |
DE (1) | DE602004011273D1 (no) |
NO (1) | NO337375B1 (no) |
WO (1) | WO2006008765A1 (no) |
Families Citing this family (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2959581A1 (en) * | 2014-09-29 | 2016-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of carbonates as wellbore treatment |
MX2017008301A (es) * | 2015-03-04 | 2017-10-02 | Halliburton Energy Services Inc | Fluidos de tratamiento de emulsion inversa que comprenden compuestos organicos polares y metodos de uso en operaciones subterraneas. |
GB2557796B (en) | 2015-10-27 | 2022-05-04 | Halliburton Energy Services Inc | Salt-free invert emulsions for use in subterranean formation operations |
CN105950124B (zh) * | 2016-05-09 | 2018-08-10 | 中国石油天然气集团公司 | 一种油基钻井液的稀释剂及其制备方法和应用 |
US10626314B1 (en) | 2016-07-11 | 2020-04-21 | Byk-Chemie, Gmbh | Additive for drilling fluids |
CN108546548B (zh) * | 2018-03-27 | 2020-09-18 | 长江大学 | 一种深水水基钻井液及其应用 |
CN116948614A (zh) * | 2023-06-30 | 2023-10-27 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种环保型抗高温无土相低油水比合成基钻井液及其制备方法与应用 |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4816551A (en) * | 1985-11-19 | 1989-03-28 | Mi Drilling Fluids Company | Oil based drilling fluids |
Family Cites Families (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4330339A (en) * | 1980-01-04 | 1982-05-18 | The Dow Chemical Company | Lower alkanoic acid derivatives of a diethanolamine/fatty acid condensate |
JPS61141793A (ja) * | 1984-12-14 | 1986-06-28 | Idemitsu Kosan Co Ltd | 摺動兼金属加工用潤滑組成物を用いた工作機械の潤滑方法 |
DE4434694C1 (de) * | 1994-09-28 | 1996-03-07 | Josef Lechner | Verwendung von Polyolderivaten als innere Trennmittel bei der Herstellung von Polyurethan-Formteilen |
DE4446137A1 (de) * | 1994-12-23 | 1996-06-27 | Huels Chemische Werke Ag | Quaternierte Triethanolamindifettsäureester |
US6908887B2 (en) * | 2002-08-22 | 2005-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Suspending agent |
-
2004
- 2004-07-20 US US11/572,337 patent/US7956014B2/en active Active
- 2004-07-20 EP EP04745219A patent/EP1769017B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-07-20 DE DE602004011273T patent/DE602004011273D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2004-07-20 WO PCT/IT2004/000396 patent/WO2006008765A1/en active Application Filing
- 2004-07-20 AT AT04745219T patent/ATE383388T1/de not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-02-12 NO NO20070796A patent/NO337375B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4816551A (en) * | 1985-11-19 | 1989-03-28 | Mi Drilling Fluids Company | Oil based drilling fluids |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20070796L (no) | 2007-02-12 |
DE602004011273D1 (de) | 2008-02-21 |
ATE383388T1 (de) | 2008-01-15 |
WO2006008765A1 (en) | 2006-01-26 |
EP1769017A1 (en) | 2007-04-04 |
US7956014B2 (en) | 2011-06-07 |
EP1769017B1 (en) | 2008-01-09 |
US20080318810A1 (en) | 2008-12-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5403822A (en) | Esters of carboxylic acids of medium chain-length as a component of the oil phase in invert drilling muds | |
CA2047697C (en) | Use of selected ester oils of low carboxylic acids in drilling fluids | |
US5254531A (en) | Oleophilic basic amine compounds as an additive for invert drilling muds | |
US5318954A (en) | Use of selected ester oils of low carboxylic acids in drilling fluids | |
AU2013338505B2 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
NO337375B1 (no) | Selvavbrytende flytegrenseforsterker for oljebasert borevæske | |
US4816551A (en) | Oil based drilling fluids | |
WO2018144299A1 (en) | Spacer fluid compositions that include surfactants | |
US2946746A (en) | Oil-external emulsion drilling fluids | |
US10676659B2 (en) | High solids tolerant invert emulsion fluids | |
CN102387854B (zh) | 油包水乳液及其制备方法 | |
US20030162668A1 (en) | Additive for oil-based drilling fluids | |
CN109971441B (zh) | 一种双连续相微乳液、其制备方法以及含有该微乳液的钻井液及其制备方法 | |
NO341246B1 (no) | Fremgangsmåte ved boring i en underjordisk formasjon | |
NO300043B1 (no) | Invert-emulsjonsboreslam for omgivelsesvennlig utvikling av olje- og naturgass-forekomster samt anvendelsen av utvalgte alkoholer i slike slam | |
MX2010009599A (es) | Control de la densidad circulante equivalente en la perforacion en aguas profundas. | |
MXPA04006567A (es) | Aditivo para fluidos de perforacion basados en petroleo. | |
NO336381B1 (no) | Borefluider inneholdende et alkalimetallformiat | |
WO2019036277A1 (en) | THERMALLY STABLE SURFACTANTS FOR OIL BASED DRILLING FLUIDS | |
GB2158437A (en) | Emulsifier and invert emulsion drilling fluids containing it | |
MX2008015575A (es) | Aditivos de perdida de fluido modificados hidrofobicamente y productos de viscosificador. | |
WO2014137494A1 (en) | Alkyl polyglycoside derivative as biodegradable spacer surfactant | |
CN103492523A (zh) | 用于产生平稳的温度-流变学属性的非水性钻井液添加剂 | |
NO176403B (no) | Oljebaserte brönnborefluider og geleringsmidler for disse | |
CA2875750A1 (en) | Rheology modifier for drilling and well treatment fluids |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |