NO823928L - EMULSIVE ADDITIVE FOR OIL BASE LIQUIDS AND PROCEDURE FOR TREATING AN OIL BASE LIQUID - Google Patents
EMULSIVE ADDITIVE FOR OIL BASE LIQUIDS AND PROCEDURE FOR TREATING AN OIL BASE LIQUIDInfo
- Publication number
- NO823928L NO823928L NO823928A NO823928A NO823928L NO 823928 L NO823928 L NO 823928L NO 823928 A NO823928 A NO 823928A NO 823928 A NO823928 A NO 823928A NO 823928 L NO823928 L NO 823928L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- additive
- accordance
- chloride
- water
- oil
- Prior art date
Links
- 239000000654 additive Substances 0.000 title claims description 49
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 title claims description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 52
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 43
- 229940124530 sulfonamide Drugs 0.000 claims description 33
- 150000003456 sulfonamides Chemical class 0.000 claims description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 238000011109 contamination Methods 0.000 claims description 18
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 16
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 claims description 16
- -1 alkaline earth metal salt Chemical class 0.000 claims description 15
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 15
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 15
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 12
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 7
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 6
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 6
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 6
- NBINSWOYIKLKGL-UHFFFAOYSA-N 2-dodecylbenzenesulfonyl chloride Chemical group CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1S(Cl)(=O)=O NBINSWOYIKLKGL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 2
- 125000001664 diethylamino group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])N(*)C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 claims 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 32
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 17
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 14
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 11
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N tetrachloromethane Chemical compound ClC(Cl)(Cl)Cl VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 9
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 7
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 7
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 7
- KEQGZUUPPQEDPF-UHFFFAOYSA-N 1,3-dichloro-5,5-dimethylimidazolidine-2,4-dione Chemical compound CC1(C)N(Cl)C(=O)N(Cl)C1=O KEQGZUUPPQEDPF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- XTHPWXDJESJLNJ-UHFFFAOYSA-N chlorosulfonic acid Substances OS(Cl)(=O)=O XTHPWXDJESJLNJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 6
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 description 5
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 5
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 5
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 4
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 4
- KWKXNDCHNDYVRT-UHFFFAOYSA-N dodecylbenzene Chemical compound CCCCCCCCCCCCC1=CC=CC=C1 KWKXNDCHNDYVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 3
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 2
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 2
- NGNBDVOYPDDBFK-UHFFFAOYSA-N 2-[2,4-di(pentan-2-yl)phenoxy]acetyl chloride Chemical compound CCCC(C)C1=CC=C(OCC(Cl)=O)C(C(C)CCC)=C1 NGNBDVOYPDDBFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 2-diethylaminoethanol Chemical compound CCN(CC)CCO BFSVOASYOCHEOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 3-(4-ethylcyclohexyl)propanoic acid 3-(3-ethylcyclopentyl)propanoic acid Chemical compound CCC1CCC(CCC(O)=O)C1.CCC1CCC(CCC(O)=O)CC1 HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical class [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 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
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 150000004668 long chain fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000401 methanolic extract Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M sodium fluoride Chemical compound [F-].[Na+] PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- HIFJUMGIHIZEPX-UHFFFAOYSA-N sulfuric acid;sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O.OS(O)(=O)=O HIFJUMGIHIZEPX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YBBRCQOCSYXUOC-UHFFFAOYSA-N sulfuryl dichloride Chemical compound ClS(Cl)(=O)=O YBBRCQOCSYXUOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000003911 water pollution Methods 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
- C09K23/00—Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
- C09K23/26—Sulfonamides
-
- 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
- C09K23/00—Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
Description
Bakgrunnen for oppfinnelsenThe background of the invention
Betegnelsen "oljebaseborevæske" eller "oljebaseslam" benyttes for en spesiell type borevæske hvor olje er den kontinuer-lige fase, og vann dersom det er nærværende er den dispergerte fase. 01jebaseslam inneholder vanligvis blåst asfalt og vanligvis et lite kvantum vann emulgert i systemet sammen med kaustikum eller kalk og emulgeringsmidler. En annen type slam med olje som kontinuerlig fase er såkalt slam med invers emulsjon. Slam med invers emulsjon har en kontinuerlig oljefase og inneholder betydelige kvanta vann slik at det dannes en vann/oljeemulsjon. Mens oljebaseslam generelt inneholder mindre kvanta vann dg kan anvendes effektivt som borevæsker også når de er vannfrie, krever slam med invers emulsjon nærvær av noe vann som en emulgert eller dispergert fase. The term "oil base drilling fluid" or "oil base mud" is used for a special type of drilling fluid where oil is the continuous phase, and water, if present, is the dispersed phase. 01jebase mud usually contains blown asphalt and usually a small quantity of water emulsified in the system together with caustic or lime and emulsifiers. Another type of sludge with oil as a continuous phase is so-called inverse emulsion sludge. Sludge with inverse emulsion has a continuous oil phase and contains significant amounts of water so that a water/oil emulsion is formed. While oil base muds generally contain smaller quantities of water and can be used effectively as drilling fluids even when they are anhydrous, inverse emulsion muds require the presence of some water as an emulsified or dispersed phase.
Det er vesentlig for borevæsker med olje som kontinuerlig fase, enten oljebaseborevæsker eller inverse væsker, at de dispergerte faste stoffer, dvs. vektfaststoffer, leire, leirskifer og borekutt, er dispergert i en oljefuktet tilstand, og at den vandige fase er dispergert som en diskontinuerlig fase i oljen. It is essential for drilling fluids with oil as the continuous phase, either oil base drilling fluids or inverse fluids, that the dispersed solids, i.e. weight solids, clay, shale and drill cuttings, are dispersed in an oil-wetted state, and that the aqueous phase is dispersed as a discontinuous phase in the oil.
De dispergerte faste stoffer er typisk vannfuktbare, og vil i nærvær av olje og vann fortrinnsvis foreligge i vannfuktet tilstand . The dispersed solids are typically water-wettable, and in the presence of oil and water will preferably be in a water-wetted state.
Utvikling av emulsjonen og den hydrofobe tilstand av dispergerte faste stoffer utføres under anvendelse av kjente emulgerende tilsetningsmidler og metoder. Ved aktuell anvendelse på feltet kan imidlertid borevæsker med olje som kontinuerlig fase bli forurenset med vannfasen av jordalkalimetallsalter. Development of the emulsion and the hydrophobic state of dispersed solids is carried out using known emulsifying additives and methods. However, when used in the field, drilling fluids with oil as the continuous phase can be contaminated with the water phase of alkaline earth metal salts.
Slik forurensning har tendens til å påvirke emulsjonens stabilitet og den hydrofobe tilstand til fuktemidlene ugunstig. Betyde-lig forurensning av borevæsker med kontinuerlig oljefase med vannløselige jordalkalimetallsalter, såsom kalsiumklorid, resul terer i nedbrytning av væsken, særlig ved høyere temperaturer og trykk, som påtreffes i dype brønner.<1>i Such contamination tends to adversely affect the stability of the emulsion and the hydrophobicity of the wetting agents. Significant contamination of continuous oil phase drilling fluids with water-soluble alkaline earth metal salts, such as calcium chloride, results in degradation of the fluid, particularly at higher temperatures and pressures, which are encountered in deep wells.<1>i
Forurensning av vannløselige jordalkalimetallsalter skyldes vanligvis forurensning med kalsiumsalter i de fleste tilfeller kalsiumklorid. Det vil forståes at i denne diskusjon omfatter henvisning til kalsiumsaltforurensning stabilisering|mot andre jordalkalimetallsalter. I visse tilfeller kan kalsiumsaltforurensning tilsiktet tilsettes til oljebaseborevæsker. Dette hender av og til ved metoder for kontroll av svelling av leirskifer i lagene ved borehullet. I slike tilfeller behandles borevæskene som har kontinuerlig oljefase med vannløselige kalsiumsalter for å forandre "vannaktiviteten" hos den vandige fase i oljebase-borevæsken. Når det benyttes slike metoder er det nødvendig å stabilisere borevæsken mot nedbrytning av denne, noe som skyldes tilsetningen av vannløselige kalsiumsalter. Contamination of water-soluble alkaline earth metal salts is usually due to contamination with calcium salts, in most cases calcium chloride. It will be understood that in this discussion reference to calcium salt contamination includes stabilization against other alkaline earth metal salts. In certain cases, calcium salt contamination can be intentionally added to oil base drilling fluids. This sometimes happens with methods for controlling the swelling of shale in the layers at the borehole. In such cases, the drilling fluids which have a continuous oil phase are treated with water soluble calcium salts to change the "water activity" of the aqueous phase in the oil base drilling fluid. When such methods are used, it is necessary to stabilize the drilling fluid against its breakdown, which is due to the addition of water-soluble calcium salts.
Kjente emulgerende midler som er blitt anvendt for å stabilisere borevæsker som har kontinuerlig oljefase mot vannforu-rensning, lignosulfonat-forurensning og liknende har vist seg å ikke være effektive ved stabilisering mot kalsiumione-forurensning over lengre tidsrom. I tillegg øker høye temperaturer, såsom de som påtreffes i dype brønner, problemet, noe som resulterer i stadig sammenbrudd av ønskelige væskeegenskaper hos væsker som har forurenset med kalsiumsalter. Kjente midler som har vist seg effektive til stabilisering av slam mot kalsiumsaltforurensning ved saltkonsentrasjoner på opp til ca. 15 volum% og ved temperaturer på opp til 149°C har vist seg å være ineffektive i nærvær av kalsiumsaltkonsentrasjoner på 25 volum% ved en temperatur på 370°C og høyere. Known emulsifying agents that have been used to stabilize drilling fluids that have a continuous oil phase against water pollution, lignosulfonate pollution and the like have been shown not to be effective in stabilizing against calcium ion pollution over a longer period of time. In addition, high temperatures, such as those encountered in deep wells, add to the problem, resulting in a steady breakdown of desirable fluid properties in fluids contaminated with calcium salts. Known agents that have proven effective in stabilizing sludge against calcium salt contamination at salt concentrations of up to approx. 15% by volume and at temperatures of up to 149°C have been shown to be ineffective in the presence of calcium salt concentrations of 25% by volume at a temperature of 370°C and higher.
Sammenfatning av oppfinnelsenSummary of the Invention
Det emulgerende tilsetningsmiddel for oljebaseborevæsker ifølge oppfinnelsen er særlig anvendbart til stabilisering av væskene i nærvær av jordalkalimetallsalt-forurensning ved så The emulsifying additive for oil base drilling fluids according to the invention is particularly useful for stabilizing the fluids in the presence of alkaline earth metal salt contamination by
høye temperaturer som 371-427°C og ved saltkonsentrasjoner på over 25 voluml. Det emulgerende tilsetningsmiddel er et uforgrenet sulfonamid som har en oljeløselig ende og en vannløselig ende og som er reaksjonsproduktet av et alkylarylsulfonylklorid og et vannløselig alkylert amin eller dialkoholamin. high temperatures such as 371-427°C and at salt concentrations of over 25 vol.l. The emulsifying additive is an unbranched sulfonamide having an oil-soluble end and a water-soluble end and which is the reaction product of an alkylarylsulfonyl chloride and a water-soluble alkylated amine or dialcoholamine.
Tilsetningsmidlet anvendes i en oljebaseborevæske som er egnet for anvendelse i olje- og gassbrønner under ugunstige borehullbetingelser. 01jebaseborevæsken omfatter en kontinuerlig oljefase som inneholder oljefuktede vektmaterialer båret i væske, en diskontinuerlig vannfase, samt 3,80 g/l - 76 g/l væske av et uforgrenet sulfonamidtilsetningsmiddel som har en oljeløselig ende og en vannløselig ende, hvorved tilsetningsmidlet er reaksjonsproduktet av et alkylarylsulfonylklorid og et vannløselig alkylert amin eller dialkoholamin. The additive is used in an oil base drilling fluid which is suitable for use in oil and gas wells under unfavorable borehole conditions. The 01jebase drilling fluid comprises a continuous oil phase containing oil-moistened weight materials carried in liquid, a discontinuous water phase, as well as 3.80 g/l - 76 g/l liquid of an unbranched sulfonamide additive which has an oil-soluble end and a water-soluble end, whereby the additive is the reaction product of a alkylarylsulfonyl chloride and a water-soluble alkylated amine or dialcoholamine.
Ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen fremstilles detBy the method according to the invention, it is produced
en oljebaseborevæsk, som inneholder vektmaterialer, for anvendelse i olje- og gassbrønner under vanskelige borehullforhold hvor det påtreffes forurensning med vannløselige jordalkalimetallsalter. Sulfonamidtilsetningsmidlet tilsettes til væsken^når denne sirkulerer gjennom borehullet i en mengde som er tilstrekkelig til å opprettholde væskens emulsjonsintegritet. Sulfonamidtilsetningsmidlet er et uforgrenet sulfonamid som har en oljeløse-lig ende og en vannløselig ende og er reaksjonsproduktet mellom et alkylarylsulfonylklorid og et vannløselig alkylert amin eller dialkoholamin. Ytterligere formål, trekk og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå av den etterfølgende beskrivelse. an oil base drilling fluid, containing weight materials, for use in oil and gas wells under difficult borehole conditions where contamination with water-soluble alkaline earth metal salts is encountered. The sulfonamide additive is added to the fluid as it circulates through the wellbore in an amount sufficient to maintain the emulsion integrity of the fluid. The sulfonamide additive is an unbranched sulfonamide that has an oil-soluble end and a water-soluble end and is the reaction product between an alkylarylsulfonyl chloride and a water-soluble alkylated amine or dialcoholamine. Further purposes, features and advantages of the invention will be apparent from the following description.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsenDetailed description of the invention
Det emulgerende tilsetningsmiddel ifølge oppfinnelsen erThe emulsifying additive according to the invention is
et uforgrenet sulfonamid som har en oljeløselig ende og en vann-løselig ende. Sulfonamidet ifølge oppfinnelsen fremstilles ved omsetning av et alkylarylsulfonylklorid med et vannløselig alkylert amin eller dialkoholamin. an unbranched sulfonamide having an oil-soluble end and a water-soluble end. The sulfonamide according to the invention is produced by reacting an alkylarylsulfonyl chloride with a water-soluble alkylated amine or dialcoholamine.
Aromatiske sulfonsyrer fremstilles vanligvis ved direkte sulfonering, vanligvis med rykende svovelsyre. Dersom syrekloridet er ønskelig, kan -SC^Cl-gruppen innføres ved behandling av den aromatiske forbindelse med klorsulfonsyre, CISO^H: Aromatic sulphonic acids are usually prepared by direct sulphonation, usually with fuming sulfuric acid. If the acid chloride is desired, the -SC^Cl group can be introduced by treating the aromatic compound with chlorosulfonic acid, CISO^H:
Ifølge oppfinnelsen omsettes et alkylbenzen med klorsulfonsyre for å danne et alkylarylsulfonylklorid. Egnete alkylbenzen-utgangsmaterialer omfatter de som har en alkylsidegruppe med 6-28 karbonatomer, fortrinnsvis 9-18 karbonatomer. De foretrukne alkylbenzener har en molekylvekt og struktur i størrelsesorden som dodecyIbenzen. According to the invention, an alkylbenzene is reacted with chlorosulfonic acid to form an alkylarylsulfonyl chloride. Suitable alkylbenzene starting materials include those having an alkyl side group of 6-28 carbon atoms, preferably 9-18 carbon atoms. The preferred alkylbenzenes have a molecular weight and structure in the order of magnitude of dodecylbenzene.
I det følgende trinn ved fremstilling av det emulgerende tilsetningsmiddel ifølge oppfinnelsen omsettes alkylarylsulfonylkloridet med et primært, sekundært eller tertiært vannløselig alkylert amin eller dialkoholamin til dannelse av et uforgrenet sulfonamid. Egnete dialkoholaminer omfatter dietanolamin, diiso-propanolamin og dietyletanolamin. Vannløselige alkylerte aminer, såsom dietylamin, kan også anvendes. Fortrinnsvis omsettes et dialkoholamin med alkylarylsulfonylkloridet. In the following step in the production of the emulsifying additive according to the invention, the alkylarylsulfonyl chloride is reacted with a primary, secondary or tertiary water-soluble alkylated amine or dialcoholamine to form an unbranched sulfonamide. Suitable dialcoholamines include diethanolamine, diisopropanolamine and diethylethanolamine. Water-soluble alkylated amines, such as diethylamine, can also be used. Preferably, a dialcoholamine is reacted with the alkylarylsulfonyl chloride.
Den foretrukne aminreaktant er dietanolamin, som kan anvendes i den handelsvanlige form. I slik tilstand kan dietanolaminet inneholde små eller mindre mengder av andre alkanolaminer. Disse andre alkanolaminer foreligger, dersom de i det hele tatt er til stede, i mengder på mindre enn ca. 10 vekt% av dietanolaminet. The preferred amine reactant is diethanolamine, which can be used in the commercially available form. In such a state, the diethanolamine may contain small or smaller amounts of other alkanolamines. These other alkanolamines are present, if they are present at all, in amounts of less than approx. 10% by weight of the diethanolamine.
Ved fremstilling av tilsetningsmidlet ifølge oppfinnelsen foretrekkes det å omsette ca. 0,5 mol alkylbenzen med 1,5 mol klorsulfonsyre. Når det anvendes dietanolamin som aminbestand-del, er den foretrukne mengde dietanolamin ca. 1,0 mol pr. 0,5 mol sulfonylklorid. When producing the additive according to the invention, it is preferred to convert approx. 0.5 mol alkylbenzene with 1.5 mol chlorosulfonic acid. When diethanolamine is used as an amine component, the preferred amount of diethanolamine is approx. 1.0 mol per 0.5 mol sulfonyl chloride.
For å variere det resulterende sulfonamidtilsetningsmiddels vannløselighet kan det tilsettes fra 1 til 6 mol normalt etylen-oksyd. To vary the water solubility of the resulting sulfonamide additive, from 1 to 6 moles of normal ethylene oxide can be added.
Det emulgerende tilsetningsmiddel ifølge oppfinnelsen tilsettes til en oljebaseborevæske i mengder som er tilstrekkelig til å bibeholde væskeintegriteten og til å stabilisere systemet mot reduksjon av egenskaper som følge av forurensning med vann-løselige jordalkalimetallsalter . Forbehandling av en oljebaseborevæske kan på ønskelig måte utføres ved tilsetning av tilsetningsmidlet ifølge oppfinnelsen i mengder som svarer til 3,80 - 76 g/l borevæske. Mengden tilsetningsmiddel som anvendes avhenger delvis av konsentrasjonen av vann i den diskontinuerlige vannfase, f.eks. er ved et vanninnhold på 5 volum% ca. 3,80 g/l tilsetningsmiddel tilstrekkelig, mens ca. 38 g/l tilsetningsmiddel er nødvendig ved konsentrasjoner på 25 volum% vann. Selvfølgelig kan større mengder anvendes i borevæsken som en forbehandling når den spesielle oljebaseborevæske som behandles er tiltenkt for anvendelse under forhold med sterk kalsiumforurensning eller høy temperatur. The emulsifying additive according to the invention is added to an oil base drilling fluid in quantities sufficient to maintain fluid integrity and to stabilize the system against reduction of properties as a result of contamination with water-soluble alkaline earth metal salts. Pretreatment of an oil base drilling fluid can be carried out in a desirable manner by adding the additive according to the invention in amounts corresponding to 3.80 - 76 g/l drilling fluid. The amount of additive used depends partly on the concentration of water in the discontinuous water phase, e.g. is at a water content of 5% by volume approx. 3.80 g/l additive sufficient, while approx. 38 g/l additive is required at concentrations of 25% water by volume. Of course, larger amounts can be used in the drilling fluid as a pre-treatment when the particular oil base drilling fluid being treated is intended for use under conditions of strong calcium contamination or high temperature.
Etter forbehandling er det ofte nødvendig å fortsette tilsetningen av tilsetningsmiddel under sirkulering av væsken i borehullet når ytterligere kalsiumsalter påtreffes eller når temperatur og trykk som væsken utsettes for i nærværet av kalsiumsalter fortsetter over lengre tidsrom eller øker når borehullet blir dypere. Etterbehandling kan utføres ved tilsetning av ytter ligere tilsetningsmiddel, vanligvis i mengder i området fra 3,80 g/l til 38 g/l. Det skal imidlertid forståes at så store mengder som 95 g/l kan anvendes, særlig ved etterbehandling av en sterkt forurenset væske som ikke inneholder noe forbehandlings-tilsetningsmiddel. After pretreatment, it is often necessary to continue the addition of additive while circulating the fluid in the borehole when additional calcium salts are encountered or when the temperature and pressure to which the fluid is subjected in the presence of calcium salts continues for a longer period of time or increases as the borehole deepens. Finishing can be carried out by the addition of further additives, usually in amounts in the range from 3.80 g/l to 38 g/l. It should be understood, however, that quantities as large as 95 g/l can be used, particularly when post-treating a heavily polluted liquid which does not contain any pre-treatment additive.
Tilsetningsmidlet ifølge oppfinnelsen er tenkt anvendt sammen med andre konvensjonelle tilsetningsmidler som anvendes sammen med oljebaseborevæsker for å kontrollere vann-, saltvann-^ lignosulfonatboreslam- og jordalkalimetallsalt-forurensning. Slike kjente tilsetningsmidler omfatter alkylarylsulfonater, langkjedete fettsyrer samt andre anioniske, kationiske, ikke-ioniske eller amfotere overflateaktive stoffer som det er ønskelig å anvende i oljebaseborevæsker i overensstemmelse med pro-sedyrer som er kjent på området. The additive according to the invention is intended to be used together with other conventional additives which are used together with oil base drilling fluids to control water, salt water, lignosulfonate drilling mud and alkaline earth metal salt contamination. Such known additives include alkylaryl sulphonates, long-chain fatty acids and other anionic, cationic, non-ionic or amphoteric surfactants which it is desirable to use in oil base drilling fluids in accordance with procedures known in the field.
For bedre å illustrere oppfinnelsen er de etterfølgende spesifikke eksempler gitt, men det skal forståes at oppfinnelsen ikke skal være begrenset til de spesifikke detaljer ved disse. In order to better illustrate the invention, the following specific examples are given, but it should be understood that the invention should not be limited to the specific details thereof.
I. Fremstilling av P- N- dodecylbenzolsulfonsyre-N,N-bis-( 2- hydroksyetyl)- amid I. Preparation of P-N-dodecylbenzenesulfonic acid-N,N-bis-(2-hydroxyethyl)-amide
Et uforgrenet sulfonamid av den type som anvendes til stabilisering av oljebaseslam mot forurensning med vannløselig jordalkalimetallsalter ble fremstilt på følgende måte: Ca. 100 ml (1,5 mol) klorsulfonsyre ble anbrakt i en 500 ml trehals-kolbe med en blander, tilbakeløpskjøler og dråpetrakt. Kolben var også utstyrt med et kalsiumkloridtørkerør, et termometer og en tappe-slange. Klorsulfonsyren ble deretter avkjølt til ca. 2°C ved hjelp av et isbad. An unbranched sulfonamide of the type used to stabilize oil base sludge against contamination with water-soluble alkaline earth metal salts was prepared in the following way: Approx. 100 ml (1.5 mol) of chlorosulfonic acid was placed in a 500 ml three-necked flask with a stirrer, reflux condenser and dropping funnel. The flask was also fitted with a calcium chloride drying tube, a thermometer and a drain hose. The chlorosulfonic acid was then cooled to approx. 2°C using an ice bath.
Deretter ble 140 ml (0,5 mol) dodecyIbenzen anbrakt i dråpe-trakten og dryppet inn i klorsulfonsyren med en slik.hastighet at den indre temperatur ikke overskred ca. 10°C. Blandingen i reaksjonsbeholderen ble omrørt konstant under tilsetningen av dodecylbenzenen. Dryppetiden for dodecylbenzenen var ca. 45 minutter, hvorunder HCl-gass unnslapp fra blandingen. Det er nødven-dig å omrøre blandingen med en konstant hastighet for å hindre skumdannelse. Then 140 ml (0.5 mol) of dodecylbenzene was placed in the dropping funnel and dripped into the chlorosulfonic acid at such a rate that the internal temperature did not exceed approx. 10°C. The mixture in the reaction vessel was stirred constantly during the addition of the dodecylbenzene. The dripping time for the dodecylbenzene was approx. 45 minutes, during which HCl gas escaped from the mixture. It is necessary to stir the mixture at a constant speed to prevent foaming.
Etter at alkylbenzenen var tilsatt ble isbadet fjernet,After the alkylbenzene was added, the ice bath was removed,
og reaksjonsblandingen ble hensatt ved romtemperatur i 1 time. Etter å ha stått i 1 time ble reaksjonsblandingen helt på knust is, og den resulterende vannholdige suspensjon ble anbrakt i and the reaction mixture was left at room temperature for 1 hour. After standing for 1 hour, the reaction mixture was poured onto crushed ice, and the resulting aqueous suspension was placed in
en 1-liter skilletrakt. Vannfasen ble fraskilt fra den tilbake-blivende organiske emulsjon og ekstrahert med 100 ml karbontetraklorid, og den oppnådde ekstrakt ble tynnet ytterligere med 100 ml karbontetraklorid. Den organiske fase ble nå ekstrahert med denne blanding til dannelse av en emulsjon. a 1-litre separatory funnel. The water phase was separated from the remaining organic emulsion and extracted with 100 ml of carbon tetrachloride, and the extract obtained was further diluted with 100 ml of carbon tetrachloride. The organic phase was now extracted with this mixture to form an emulsion.
For å skille denne emulsjon ble 100 ml metanol tilsattTo separate this emulsion, 100 ml of methanol was added
til blandingen i skilletrakten . På dette stadium bør arbeidet foregå hurtig på grunn av mulig dannelse av en ester. Den resulterende karbontetraklorid ble vasket med 100 ml mettet natrium-bikarbonat og deretter med ytterligere 100 ml metanol. For å sikre at den resulterende blandings indre temperatur ikke overskred ca. 150°C, ble karbontetrakloridet fjernet under senket trykk. Produktet som ble oppnådd var alkylarylsulfonylkloridet, to the mixture in the separatory funnel. At this stage, work should be done quickly because of the possible formation of an ester. The resulting carbon tetrachloride was washed with 100 mL of saturated sodium bicarbonate and then with an additional 100 mL of methanol. To ensure that the internal temperature of the resulting mixture did not exceed approx. 150°C, the carbon tetrachloride was removed under reduced pressure. The product obtained was the alkylarylsulfonyl chloride,
i dette tilfelle dodecylbenzolsulfonylklorid. in this case dodecylbenzenesulfonyl chloride.
Dodecylbenzolsulfonylkloridet ble deretter anbrakt_i en dråpetrakt, som befant seg over et 500 ml begerglass utstyrt med en røreranordning. Ca. 100 ml (1,0 mol) dietanolamin og 100 ml kloroform (ikke karbontetraklorid) ble anbrakt i begerglasset. Deretter ble 140 ml (0,5 mol) av.alkylarylsulfonylkloridet dryppet inn i reaksjonsblandingen med en slik hastighet at tempera-turen ble værende konstant i området 60-65°C. Etter dette ble blandingen hensatt ved romtemperatur i ca. 30 minutter og deretter ekstrahert to ganger med 100 ml porsjoner av metanol. Løs-ningsmidlet i de kombinerte metanolekstrakter ble fjernet som i det foregående trinn under senket trykk, og den indre temperatur økte hurtig til 150°C mens vakuumet ble holdt konstant. The dodecylbenzenesulfonyl chloride was then placed in a dropping funnel, which was located above a 500 ml beaker equipped with a stirrer. About. 100 ml (1.0 mol) of diethanolamine and 100 ml of chloroform (not carbon tetrachloride) were placed in the beaker. Then 140 ml (0.5 mol) of the alkylarylsulfonyl chloride was dripped into the reaction mixture at such a rate that the temperature remained constant in the range 60-65°C. After this, the mixture was left at room temperature for approx. 30 minutes and then extracted twice with 100 ml portions of methanol. The solvent in the combined methanol extracts was removed as in the previous step under reduced pressure, and the internal temperature rapidly increased to 150°C while the vacuum was kept constant.
120 - 130 ml av en viskøs, brun væske som ble identifisert som P-N-dodecylbenzolsulfonsyre-N,N-bis-(2-hydroksyety1)-amid. 120 - 130 ml of a viscous brown liquid which was identified as P-N-dodecylbenzenesulfonic acid-N,N-bis-(2-hydroxyethyl)-amide.
De etterfølgende eksempler er illustrerende:The following examples are illustrative:
II. EksemplerII. Examples
Boreslamprøver som ble anvendt i de etterfølgende eksempler ble fremstilt ved blanding av 100 g asfaltfluks, som besto av 60 g blåst asfalt og 40 g dieselolje, med 11 g kalk, 1 g naften-syre og 3,5 g stearinsyre. 5 volum% vann ble deretter blandet med blandingen, og dieselolje i en mengde på ca. 240 ml ble tilsatt for å danne et standard laboratoriefat av oljebaseborevæske uten vektmaterialer. Drilling mud samples used in the following examples were prepared by mixing 100 g of asphalt flux, which consisted of 60 g of blown asphalt and 40 g of diesel oil, with 11 g of lime, 1 g of naphthenic acid and 3.5 g of stearic acid. 5% by volume of water was then mixed with the mixture, and diesel oil in an amount of approx. 240 ml was added to form a standard laboratory dish of oil base drilling fluid without weight materials.
Borevæske med den ønskete densitet i kg/l ble fremstiltDrilling fluid with the desired density in kg/l was produced
av nevnte standardvæske uten vektmaterialer ved tilsetning av barytt og blanding av blandingen. Typisk var det nødvendig med of said standard liquid without weight materials by adding baryte and mixing the mixture. Typically, it was necessary
tilsetning av noe ytterligere dieselolje sammen med barytten. F.eks. ble det til fremstilling av et slam med densitet på 0,112 kg/l blandet 85 deler av den ovennevnte slam uten vektmaterialer med 15 deler dieselolje før barytt-tilsetningen. addition of some additional diesel oil along with the barite. E.g. to produce a sludge with a density of 0.112 kg/l, 85 parts of the above-mentioned sludge without weight materials were mixed with 15 parts of diesel oil before the barite addition.
Prøver 1- 2Samples 1-2
For å teste effektiviteten av tilsetningsmidlet ifølge oppfinnelsen for stabilisering av oljebaseborevæsker mot kalsium-saltf orurensning ble det fremstilt en serie prøver slik som ovenfor, hvis vekt ble økt til 1,79 kg/l med barytt. En første prøve ble behandlet med 9,5 g/l av et emulgerende system som er beskrevet i US-patentskrift 3.642.623 og som selges under varemerket "Additive SA-81". Tilsetningsmidlet er et tokomponent system hvis ene komponent er en vannuløselig alkylfenol og hvis andre komponent er et vannløselig konsensasjonsprodukt av en aromatisk polykarboksylsyre med en ring og et amid av en fettsyre og en lavere alkanol, beskrevet i US-patentskrift 3.575.883. In order to test the effectiveness of the additive according to the invention for stabilizing oil base drilling fluids against calcium salt contamination, a series of samples was prepared as above, the weight of which was increased to 1.79 kg/l with baryte. A first sample was treated with 9.5 g/l of an emulsifying system described in US Patent 3,642,623 and sold under the trade name "Additive SA-81". The additive is a two-component system, one component of which is a water-insoluble alkylphenol and the other component of which is a water-soluble condensation product of an aromatic polycarboxylic acid with a ring and an amide of a fatty acid and a lower alkanol, described in US Patent 3,575,883.
Den andre prøve ble behandlet med 9,5 g/l av det uforgrenete sulfonamidtilsetningsmiddel ifølge oppfinnelsen. Hver prøve ble rystet ved romtemperatur. Testing ble deretter utført for å be-stemme tilsynelatende viskositet (Va), plastisk viskositet (Vp), flytegrense (YP) og 10 sekunder - 10 minutter gelfasthet på en Fann-måler (modell 35) ved henholdsvis 66°C og 79°C. Prøvene The second sample was treated with 9.5 g/l of the unbranched sulfonamide additive according to the invention. Each sample was shaken at room temperature. Testing was then performed to determine apparent viscosity (Va), plastic viscosity (Vp), yield point (YP) and 10 second - 10 minute gel strength on a Fann meter (model 35) at 66°C and 79°C respectively . The samples
ble deretter varmvalset i 16 timer ved 288°C og testet. Elektrisk stabilitet (ES) indikerer emulsjonens gjennomslagsspenning og er følgelig et mål for emulsjonens fasthet. En stabilitet på over minst 400 volt ansees for tilfredsstillende. was then hot rolled for 16 hours at 288°C and tested. Electrical stability (ES) indicates the breakdown voltage of the emulsion and is therefore a measure of the firmness of the emulsion. A stability of over at least 400 volts is considered satisfactory.
Resultatene er vist i tabell I.The results are shown in Table I.
Testene viser at de ikke-forurensete slam gir det uforgrenete sulfonamidtilsetningsmiddel ifølge oppfinnelsen bedre elektrisk stabilitet både før og etter varmvalsing, noe som indikerer bedre stabilitet hos emulsjonen. The tests show that the uncontaminated sludge gives the unbranched sulfonamide additive according to the invention better electrical stability both before and after hot rolling, which indicates better stability of the emulsion.
Prøver 3- 4Samples 3-4
En prøve av et oljebaseboreslam fremstilt slik som ovenfor og hvis vekt var økt til ca. 1,79 kg/l ble deretter forurenset med 35 ml (10 volum%) av en 46 g/l kalsiumkloridlake. Prøve 3 ble behandlet med 9,5 g/l av SA-81, og prøve 4 ble behandlet med 9,5 g/l uforgrenet sulfonamid. Det forurensete slam ble igjen testet ved henholdsvis 66°C og 79°C både før og etter varmvalsing ved 288°C i 16 timer. Resultatene er angitt i tabell II. A sample of an oil base drilling mud prepared as above and whose weight had been increased to approx. 1.79 kg/l was then contaminated with 35 ml (10% by volume) of a 46 g/l calcium chloride brine. Sample 3 was treated with 9.5 g/l of SA-81, and sample 4 was treated with 9.5 g/l of unbranched sulfonamide. The contaminated sludge was again tested at 66°C and 79°C, respectively, both before and after hot rolling at 288°C for 16 hours. The results are shown in Table II.
Testene viser bedre elektrisk stabilitet for slam behandlet med uforgrenet sulfonamid. Den lavere flytegrense etter varmvalsing for det sulfonamidbehandlete slam indikerer bedre emulgerende egenskaper. The tests show better electrical stability for sludge treated with unbranched sulfonamide. The lower yield strength after hot rolling for the sulfonamide-treated sludge indicates better emulsifying properties.
Prøver 5- 6Samples 5-6
Et oljebaseboreslam fremstilt slik som ovenfor og økt til vekt 1,79 kg/l ble deretter forurenset med 35 ml (10 voluml) av et 2,02 kg/l kromlignosulfonatslam. Prøve 5 ble behandlet med 9,5 g/l av SA-81, og prøve 6 ble behandlet med 9,5 g/l av det uforgrenete sulfonamid. Tester ble utført ved henholdsvis 66°C og 79°C før og etter varmvalsing ved 288°C i 16 timer. Testresultatene er angitt i tabell III. An oil base drilling mud prepared as above and increased to a weight of 1.79 kg/l was then contaminated with 35 ml (10 vol.l) of a 2.02 kg/l chromium lignosulfonate mud. Sample 5 was treated with 9.5 g/l of SA-81, and sample 6 was treated with 9.5 g/l of the unbranched sulfonamide. Tests were carried out at 66°C and 79°C respectively before and after hot rolling at 288°C for 16 hours. The test results are given in Table III.
Testresultatene viser de fordelaktige virkninger av det uforgrenete sulfonamid på slam forurenset med lignosulfonater. Den elektriske stabilitet er selv om den er lavere enn for slammet behandlet med SA-81 i akseptable områder. Begge prøver var myke og homogene før og etter varmvalsing. The test results show the beneficial effects of the unbranched sulfonamide on sludge contaminated with lignosulfonates. The electrical stability, although lower than that of the sludge treated with SA-81, is in acceptable ranges. Both samples were soft and homogeneous before and after hot rolling.
Prøver 7-8Samples 7-8
En prøve av et oljebaseboreslam ble fremstilt som ovenfor og økt i vekt til 2,02 kg/l. Prøve 7 ble behandlet med 9,5 g/l SA-81, og prøve 8 ble behandlet med 9,5 g/l uforgrenet sulfonamid. Resultatene er vist i tabell IV. A sample of an oil base drilling mud was prepared as above and increased in weight to 2.02 kg/l. Sample 7 was treated with 9.5 g/l SA-81, and sample 8 was treated with 9.5 g/l unbranched sulfonamide. The results are shown in Table IV.
Det uforgrenete sulfonamid. viser bedre elektrisk stabilitet etter varmvalsing ved 288°C i 16 timer. The unbranched sulfonamide. shows better electrical stability after hot rolling at 288°C for 16 hours.
Prøver 9- 10Samples 9-10
Et oljebaseslam ble først fremstilt og økt til vekt 2,02 kg/l. Slammet ble deretter forurenset med 35 ml (10 volum%) av en 1,36 kg/l kalsiumkloridlake. Prøve 9 ble behandlet med 9,5 g/l SA-81, og prøve 10 ble behandlet med 9,5 g/l av sulfonamidtilsetningsmidlet ifølge oppfinnelsen. Tester ble utført som ovenfor, og resultatene er angitt i tabell V. An oil base sludge was first prepared and increased to a weight of 2.02 kg/l. The sludge was then contaminated with 35 ml (10% by volume) of a 1.36 kg/l calcium chloride brine. Sample 9 was treated with 9.5 g/l SA-81, and sample 10 was treated with 9.5 g/l of the sulfonamide additive according to the invention. Tests were carried out as above and the results are given in Table V.
Resultatene viser igjen bedre elektrisk stabilitet med sulfonamidtilsetningsmidlet. Det sulfonaraidbehandlete slam hadde ønskelig gel- og flytegrensekarakteristikker før og etter varmvalsing . The results again show better electrical stability with the sulfonamide additive. The sulfonaride-treated sludge had desirable gel and yield strength characteristics before and after hot rolling.
Prøver 11- 12Samples 11-12
Et oljebaseslam ble fremstilt og økt i vekt til 2,02 kg/l. Slammet ble deretter forurenset med 35 ml (10 voluml) av et 2,02 kg/l kromlignosulfonatslam. Prøve 11 ble behandlet med 9,5 g/l SA-81, og prøve 12 ble .behandlet med 9,5 g/l av det uforgrenete sulfonamid. Resultatene er angitt i tabell VI. An oil base sludge was prepared and increased in weight to 2.02 kg/l. The sludge was then contaminated with 35 ml (10 vol ml) of a 2.02 kg/l chromium lignosulfonate sludge. Sample 11 was treated with 9.5 g/l SA-81, and sample 12 was treated with 9.5 g/l of the unbranched sulfonamide. The results are shown in Table VI.
Sulfonamidtilsetningsmidlet ga akseptable resultater ved kromlignosulfonat-forurensning. Begge prøver var myke og homogene, før og etter varmvalsing. The sulfonamide additive gave acceptable results in chromium lignosulfonate contamination. Both samples were soft and homogeneous, before and after hot rolling.
Prøver 13- 14Samples 13-14
Et oljebaseslam ble fremstilt og økt i vekt til 2,02 kg/l. Slammet ble forurenset med 88 ml (25 volum%) av et 2,02 kg/l kromlignosulfonatslam. Prøve 13 ble behandlet med 9,5 g/l av SA-81, og prøve 14 ble behandlet med 9,5 g/l av det uforgrenete sulfonamid. Resultatene er vist i tabell VII. An oil base sludge was prepared and increased in weight to 2.02 kg/l. The sludge was contaminated with 88 ml (25% by volume) of a 2.02 kg/l chromium lignosulfonate sludge. Sample 13 was treated with 9.5 g/l of SA-81, and sample 14 was treated with 9.5 g/l of the unbranched sulfonamide. The results are shown in Table VII.
Ved 25 volum% konsentrasjon av kromlignosulfonater hadde slammet som ble behandlet med SA-81 merkbar bunnfelling etter varmvalsing. Slammet som var behandlet med sulfonamidet var mykt og homogent. At 25% by volume concentration of chromium lignosulfonates, the sludge treated with SA-81 had noticeable settling after hot rolling. The sludge treated with the sulfonamide was soft and homogeneous.
Prøver 15- 16Samples 15-16
Et oljebaseslam ble fremstilt og økt i vekt til 2,02 kg/l. Slammet ble forurenset med 88 ml (25 voluml) av en 1,36 kg/l kalsiumkloridlake. Prøve 15 ble behandlet med 9,5 g/l av SA-81, og prøve 16 ble behandlet med 9,5 g/l av det uforgrenete sulfonamid. Resultatene av testene er vist i tabell VIII. An oil base sludge was prepared and increased in weight to 2.02 kg/l. The sludge was contaminated with 88 ml (25 vol.l) of a 1.36 kg/l calcium chloride brine. Sample 15 was treated with 9.5 g/l of SA-81, and sample 16 was treated with 9.5 g/l of the unbranched sulfonamide. The results of the tests are shown in Table VIII.
Resultatene viser at ved 25 voluml konsentrasjon av kalsiumkloridlake, viste slammet som var behandlet med det uforgrenete sulfonamid bedret elektrisk stabilitet før varmvalsing. Det sulfonamidbehandlete slam viste bedre flytegrense og gel-egenskaper i forhold til slammet som var behandlet med et konvensjonelt tilsetningsmiddel etter varmvalsing ved 288°C i .16 timer. The results show that at 25 vol.l concentration of calcium chloride brine, the sludge that had been treated with the unbranched sulfonamide showed improved electrical stability before hot rolling. The sulfonamide-treated sludge showed better yield strength and gel properties compared to the sludge that had been treated with a conventional additive after hot rolling at 288°C for .16 hours.
Prøver 17-18Samples 17-18
Et oljebaseslam ble fremstilt og økt i vekt til 2,02 kg/l. Slammet ble forurenset med 88 ml (25 voluml) av en Zechstein-lake av den type som påtreffes i Europa og Nordsjøen. Sammen-setningen av Zechstein-laken er ca. 60% MgCl , 12%KC1, 10-12% MgSO^og resten NaCl. Prøve 17 ble behandlet med 9,5 g/l av SA-81, og prøve 18 ble behandlet med 9,5 g/l sulfonamid. Resultatene er angitt i tabell IX. An oil base sludge was prepared and increased in weight to 2.02 kg/l. The sludge was contaminated with 88 ml (25 vol ml) of a Zechstein brine of the type found in Europe and the North Sea. The composition of the Zechstein sheet is approx. 60% MgCl, 12% KC1, 10-12% MgSO^ and the rest NaCl. Sample 17 was treated with 9.5 g/l of SA-81, and sample 18 was treated with 9.5 g/l of sulfonamide. The results are given in Table IX.
Slammet som var behandlet med et konvensjonelt tilsetningsmiddel ble hardt og tørt etter varmvalsing ved 288°C i 16 timer. Slammet som var behandlet med det uforgrenete sulfonamid var bearbeidbart før og etter varmvalsing. The slurry treated with a conventional additive became hard and dry after hot rolling at 288°C for 16 hours. The sludge treated with the unbranched sulfonamide was workable before and after hot rolling.
Ytterligere tester har vist at SA-81 brytes opp ved varmvalsing ved 288°C i 32 timer. Det uforgrenete sulfonamid har ikke vist forandring etter 100 timer ved 260-427°C. Væsketaptester ved høy temperatur og høyt trykk utført ved 177°C og 35 kg/cm<2>etter varmvalsing ved 288°C i 16 timer ga overensstemmende av-lesninger på mindre enn 1 ml. Further tests have shown that SA-81 breaks down when hot rolled at 288°C for 32 hours. The unbranched sulfonamide has shown no change after 100 hours at 260-427°C. High temperature and high pressure liquid loss tests performed at 177°C and 35 kg/cm<2> after hot rolling at 288°C for 16 hours gave consistent readings of less than 1 ml.
Det er frembrakt en oppfinnelse med betydelige fordeler. 01jebaseborevæsken ifølge oppfinnelsen opptrettholder emulsjonsintegritet, en tilstand med dispergerte, oljefuktige faststoffer, samt riktig viskositet og gelfasthet under strenge borehullforhold. Tilsetningsmidlet for kontinuerlig oljefase ifølge oppfinnelsen resulterer i en væske som hindrer sammenbrudd av væsken ved høye temperaturer som påtreffes x dype brønner i nærværet av forurensninger. Særlig blir væsken værende stabil i nærvær av vannløselige jordalkalimetallsalter og kromlignosulfonater i en konsentrasjon på ca. 25 voluml og ved temperaturer i området 371-427°C, og sogar høyere. An invention with significant advantages has been produced. The 01jebase drilling fluid according to the invention maintains emulsion integrity, a state of dispersed, oil-moist solids, as well as proper viscosity and gel strength under severe borehole conditions. The additive for continuous oil phase according to the invention results in a liquid which prevents breakdown of the liquid at high temperatures encountered x deep wells in the presence of contaminants. In particular, the liquid remains stable in the presence of water-soluble alkaline earth metal salts and chromium lignosulfonates in a concentration of approx. 25 voluml and at temperatures in the range 371-427°C, and even higher.
Claims (18)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US1981/000393 WO1982003389A1 (en) | 1981-03-27 | 1981-03-27 | Emulsifying additive for oil base drilling fluids and method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO823928L true NO823928L (en) | 1982-11-24 |
Family
ID=22161161
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO823928A NO823928L (en) | 1981-03-27 | 1982-11-24 | EMULSIVE ADDITIVE FOR OIL BASE LIQUIDS AND PROCEDURE FOR TREATING AN OIL BASE LIQUID |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP0077330A4 (en) |
| IT (1) | IT1190746B (en) |
| NO (1) | NO823928L (en) |
| WO (1) | WO1982003389A1 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110157394B (en) * | 2019-05-21 | 2021-12-24 | 西安长庆化工集团有限公司 | Oil-in-water calcium-resistant emulsifier for well drilling and preparation method thereof |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3125517A (en) * | 1964-03-17 | Chzchzoh | ||
| US2721847A (en) * | 1950-03-28 | 1955-10-25 | Colgate Palmolive Co | Synthetic detergent composition |
| US2658916A (en) * | 1950-06-10 | 1953-11-10 | Colgate Palmolive Peet Co | Preparation and purification of higher alkyl aryl sulfonamides and their salts |
| US2700617A (en) * | 1951-04-14 | 1955-01-25 | Henkel & Cie Gmbh | Acetyl cellulose plasticized with an alkylbenzol-sulfamide |
| US2740814A (en) * | 1952-01-17 | 1956-04-03 | Gen Aniline & Film Corp | Long chain alkyl-benzenesulfonamido-alkanol ethers |
| US3642623A (en) * | 1969-10-10 | 1972-02-15 | Oil Base | Oil base well drilling fluid composition and method |
-
1981
- 1981-03-27 WO PCT/US1981/000393 patent/WO1982003389A1/en not_active Application Discontinuation
- 1981-03-27 EP EP19810901936 patent/EP0077330A4/en not_active Withdrawn
-
1982
- 1982-03-26 IT IT20420/82A patent/IT1190746B/en active
- 1982-11-24 NO NO823928A patent/NO823928L/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO1982003389A1 (en) | 1982-10-14 |
| IT8220420A0 (en) | 1982-03-26 |
| EP0077330A1 (en) | 1983-04-27 |
| IT1190746B (en) | 1988-02-24 |
| EP0077330A4 (en) | 1983-08-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5985800A (en) | Invert emulsion fluids suitable for drilling | |
| US9109151B2 (en) | Process for preparing thermally stable oil-in-water and water-in-oil emulsions | |
| AU594474B2 (en) | Low toxicity oil composition and use thereof in drilling fluids | |
| US5403822A (en) | Esters of carboxylic acids of medium chain-length as a component of the oil phase in invert drilling muds | |
| CA2050935C (en) | Use of selected ethers of monofunctional alcohols in drilling fluids | |
| RU2501829C2 (en) | Emulsion-stabilising agents to be used in fluid media for drilling and completion of wells | |
| AU2002300707B2 (en) | Methods of drilling well bores using invertible oil external-water internal drilling fluids | |
| IE900802L (en) | Drilling fluids | |
| MX2012011102A (en) | Invert emulsion drilling fluids and methods of drilling boreholes. | |
| WO2002062920A1 (en) | Invert emulsion drilling fluids and muds having negative alkalinity and elastomer compatibility | |
| NO340427B1 (en) | Drilling fluid and rotary drilling method | |
| AU2002246768A1 (en) | Invert emulsion drilling fluids and muds having negative alkalinity and elastomer compatibility | |
| EP0206833A2 (en) | Aqueous fluids | |
| NZ206114A (en) | Treating a returned water-in-oil emulsion drilling fluid to reduce the viscosity thereof | |
| US3642623A (en) | Oil base well drilling fluid composition and method | |
| CN109971441B (en) | Bicontinuous phase microemulsion, preparation method thereof, drilling fluid containing microemulsion and preparation method thereof | |
| GB2329657A (en) | Thermally stable drilling fluid which includes styrene-butadiene copolymers | |
| AU2003290898B2 (en) | Organofunctional compounds for shale stabilization of the aqueous dispersed phase of non-aqueous based invert emulsion drilling system fluids | |
| GB2212192A (en) | Low toxicity oil base mud systems | |
| US3105046A (en) | Inhibited drilling mud | |
| US3264214A (en) | Drilling fluid | |
| NO823928L (en) | EMULSIVE ADDITIVE FOR OIL BASE LIQUIDS AND PROCEDURE FOR TREATING AN OIL BASE LIQUID | |
| JPS61225490A (en) | Fluid for recovery of petroleium | |
| NO770328L (en) | OIL-BASED DRILL SLUDGE WITH WATER-SOLUBLE ADDITIVES. | |
| JPS5827775A (en) | Concentrated liquid composition |