[go: up one dir, main page]

DE2462436C3 - Bohrflüssigkeit aus einer Wasserin-Öl-Emulsion - Google Patents

Bohrflüssigkeit aus einer Wasserin-Öl-Emulsion

Info

Publication number
DE2462436C3
DE2462436C3 DE2462436A DE2462436A DE2462436C3 DE 2462436 C3 DE2462436 C3 DE 2462436C3 DE 2462436 A DE2462436 A DE 2462436A DE 2462436 A DE2462436 A DE 2462436A DE 2462436 C3 DE2462436 C3 DE 2462436C3
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
emulsifier
oleic acid
weight
drilling fluid
oil
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired
Application number
DE2462436A
Other languages
English (en)
Other versions
DE2462436A1 (de
DE2462436B2 (de
Inventor
Leroy Lloyd New Caney Tex. Carney (V.St.A.)
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Halliburton Co
Original Assignee
Halliburton Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Co filed Critical Halliburton Co
Publication of DE2462436A1 publication Critical patent/DE2462436A1/de
Publication of DE2462436B2 publication Critical patent/DE2462436B2/de
Application granted granted Critical
Publication of DE2462436C3 publication Critical patent/DE2462436C3/de
Expired legal-status Critical Current

Links

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
    • 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
    • C09K23/017—Mixtures of compounds
    • 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
    • C09K8/40—Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/927—Well cleaning fluid
    • Y10S507/928—Spacing slug or preflush fluid
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S516/00—Colloid systems and wetting agents; subcombinations thereof; processes of
    • Y10S516/01—Wetting, emulsifying, dispersing, or stabilizing agents
    • Y10S516/03—Organic sulfoxy compound containing
    • Y10S516/05—Organic amine, amide, or n-base containing

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Packages (AREA)

Description

Die Erfindung bezieht sich auf eine Bohrflüssigkeit mit einer Wasser-in-öl-Emulsion, welche einen Emulgator mit einem Anteil von mehr als 1% Oleylamid und des weiteren Kalk oder Diatominerde enthält.
Eine derartige Bohrflüssigkeit ist bekannt aus der US-PS 30 02 923.
Aus »Soviet Inv. 111. Sect. I Chem. 1970« ist es bereits bekannt, bei der Herstellung eines Öl-Lösungsmittels, das die Ausbildung von kohlenstoffhaltigen Ablagerungen in Kompressoren von Koksgasen verhindern soll, als Emulgator Triäthanolaminoleat zu verwenden. Dieses Öl-Lösungsmittel besteht aus einer 10-20%igen Öl-in-Wasser-Emulsion. Demgegenüber betrifft die Erfindung jedoch Wasser-in-Öl-Emulsionen.
Bohrschlämme vom Typ der Öl-Wasser-Emulsion werden mit Vorteil in der ölförderindustrie beim Bohren seit vielen Jahren angewandt. Solche Emulsionsbohrfluide besitzen zahlreiche Vorteile gegenüber üblichen Bohrflüssigkeiten oder Bohrschlämmen, z. B. ermöglichen sie höhere Bohrgeschwindigkeiten, längere Lebenszeiten für die Bohrer und bessere Bedingungen im Bohrloch usw. Die am häufigsten verwendeten Emulsionsbohrfluide sind vom öl-in-Wasser-Typ, in welchem das Öl die dispergierte Phase und Wasser die kontinuierliche Phase darstellen. Invertierte Emulsionen oder Wasser-in-Öl-Emulsionen, in denen das öl die kontinuierliche Phase und das Wasser die dispergierte Phase sind, wurden ebenfalls mit Vorteil eingesetzt Jedoch sind solche invertierten Emulsionen als Bohrflu>de bislang relativ teuer gewesen, und sie erforderten eine scharfe Überwachung bei ihrer Herstellung und
ίο Anwendung. Darüber hinaus waren solche Wasser-in-Öl-Emulsionen bislang bei hohen Temperaturen instabil, d. h. die Emulsionen wandelten sich bei Temperaturen oberhalb etwa 93°C in Öl-in-Wasser-Emulsionen zurück oder brachen auf und trennten sich auf; fernerhin
υ blieben diese Emulsionen bei Temperaturen oberhalb etwa 2600C im allgemeinen nicht mehr flüssig. Weiterhin führte die rasche Zugabe von das spezifische Gewicht erhöhenden Materialien zu vorbekannten Bohrfluiden von »Invertemulsionen« oft dazu, daß die Fluide hochviskos wurden und/oder aufbrachen und sich auftrennten.
Die Emulgatoren, welche zur Herstellung der vorbekannten Bohrfluide vom Invertemulsionstyp verwendet wurden, enthielten im allgemeinen sowohl feste
2> als auch flüssige Komponenten oder Zusatzstoffe, welche getrennt transportiert und am Herstellungsort mit der Emulsion vermischt werden mußten.
Aufgabe der Erfindung sind verbesserte Wasser-in-Öl-Emulsionen, d. h. verbesserte Bohrfluide vom Invertemulsionstyp, welche ausgezeichnete Temperaturbeständigkeit und die anderen gewünschten Eigenschaften besitzen.
Gemäß der Erfindung besteht bei einer Bohrflüssigkeit der eingangs beschriebenen Art der Emulgator
r> neben dem Oleylamid aus dem Kalk bzw. der Diatomeenerde und aus dimerisierter ölsäure, wobei der Anteil des Oleylamids am Emulgator bis zu 20Gew.-%, der des Kalks bzw. der Diatomeenerde 50-90Gew.-% und der der dimerisierten ölsäure 2-20 Gew.-% beträgt.
Ein derartiger Emulgator ist ein frei fließendes Pulver und kann zur Herstellung von Invert-Emulsionen aus frischem Wasser oder Salzlösungen und einer Vielzahl von ölen verwendet werden.
4r> Die mit solchen Emulgatoren hergestellten, erfindungsgemäßen Bohrfluide können mit einer Vielzahl der konventionellen, das spezifische Gewicht erhöhenden Materialien mit hohen Raten schwerer gemacht werden, ohne daß hierbei nachteilige Ergebnisse auftreten.
Die erfindungsgemäßen Bohrfluide zeichnen sich dadurch aus, daß sie neben dem öl und dem Wasser einen Emulgator enthalten, welcher besteht aus:
r>5 a) 1 bis 20 Gew.-°/o Oleylamid, welches auf einem 50 bis 90 Gew.-% ausmachenden, gepulverten, festen Träger in Form von Kalk oder Diatomeenerde adsorbiert ist, sowie
b) 2 bis 20 Gew.-°/o dimerisierter, auf dem Träger M) adsorbierter ölsäure, gegebenenfalls
c) 3 bis 40 Gew.-% auf dem Träger adsorbierter ölsäure, gegegebenenfalls
d) 0,5 bis 20 Gew.-% Dispergiermittel für Erleichterung der Dispersion von festem, das spezifische
fi5 Gewicht erhöhendem Material in öl und gegebenenfalls
e) 1 bis 30 Gew.-% teilchenförmigem, festem Asphaltmaterial.
Das in dem Emulgator enthaltene Oleylamid kann durch Kondensation des Reaktionsproduktes von ölsäure und Diethanolamin hergestellt werden. Es setzt die Grenzflächenspannungen zwischen dem öl und dem Wasser in einem solchen Ausmaß herab, daß das Gemisch beim Rühren bzw. Inbewegunghalten sehr leicht eine Wasser-in-öl-Emulsion bildet, die stabile Eigenschaften aufweist Bei Konzentrationen des Oleylamids im Emulgator unterhalb von 1 Gew.-% ergibt sich nur eine geringe Verminderung der i<> Grenzflächenspannungen, wenn der Emulgator zu Öl und Wasser hinzugesetzt und hiermit vermischt wird. Bei Oleylamidkonzentrationen oberhalb voi. etwa 20 Gew.-% im Emulgator ergibt sich eine zu starke Dispersion der dispergierten Wasserphase.
Der in der Beschreibung verwendete Ausdruck »Kalk« für den festen Träger bedeutet sowohl Kalziumoxid, Kalziumhydroxid, Magnesiumoxid als auch Mischungen der zuvor genannten Verbindungen.
Die dimerisierte ölsäure in der Emulgatorzusammensetzung wirkt dahin, daß der hiermit hergestellten Wasser-in-öl-Emulsion thixotrope Eigenschaften erteilt werden. Ohne thixotrope Eigenschaften kann die Zugabe von das spezifische Gewicht erhöhenden Materialien zu der Emulsion nicht in zufriedenstellender Weise durchgeführt werden. Bei einer Konzentration an dimerisierte ölsäure von weniger als etwa 2 Gew.-% in dem Emulgator werden der hergestellten Emulsion keine thixotropen Eigenschaften erteilt und bei Konzentrationen von größer als etwa 20 Gew.-% in der Emulgatorzusammensetzung werden die erwünschten Eigenschaften des Freifließens hiervon herabgesetzt Um die Gesamtkosten der Emulgatorzusammensetzung herabzusetzen, kann nicht-destillierte, dimerisierte ölsäure anstelle von reiner, dimerisierter ölsäure verwendet werden.
Wie bereits zuvor beschrieben, wirkt das Oleylamid zur Herbeiführung einer Verminderung der Grenzflächenspannungen zwischen dem Wasser und dem öl unter Bildung der gewünschten Wasser-in-öl-Emulsion. 4ii Obwohl jedoch Oleylamid leicht Emulsionen bildet, wenn sowohl reines Wasser als auch wenn Calcium- und Magnesiumsalzlösungen verwendet werden, wurde gefunden, daß Oleylamid bei der Bildung von Wasser-in-Öl-Emulsionen unter Verwendung von Natriumchlorid-Salzlösungen nicht so leistungsfähig wie gewünscht ist. Um eine Emulgatorzusammensetzung zu schaffen, welche zur Herstellung von besseren Wasser-in-Öl-Emulsionen gemäß der Erfindung unter Verwendung von Natriumchloridsalzlösungen wie auch von anderen Salzlösungen verwendet werden kann, wird ölsäure in den Emulgator in einer Menge im Bereich von etwa 3 Gew.-% bis etwa 40 Gew.-% des Emulgators eingegeben. Bei einer Konzentration unterhalb von etwa 3 Gew.-% emulgiert die ölsäure die Natriumchloridsalzlösung nicht wirksam genug, und bei einer Konzentration von oberhalb etwa 40% in der Emulgatorzusammensetzung werden die Eigenschaften des Freifließens der Zusammensetzung beeinträchtigt
Um die Kosten der Emulgatorzusammensetzung e>o herabzusetzen, kann nicht-destillierte, dunkle Ölsäure in Mischung mit unreiner, aus Olein gewonnener ölsäure anstelle von reiner ölsäure verwendet werden.
Nicht-destillierte, dunkle ölsäure enthält etwa 75% ölsäure und geringere Mengen von Linolsäure, b5 Linolensäure, Palmitoleinsäure, Palmitinsäure, Myristinsäure, Myristoleinsäure und Stearinsäure. Unreine, aus Olein gewonnene ölsäure ist der Rückstand, welcher bei
jo
j"> einem üblichen ölsäuredestillationsprozeß gebildet wird, und sie enthält ölsäure wie auch Mengen der anderen, obengenannten Säuren einschließlich einiger dimerisierter Säuren. Vorzugsweise enthält die Emulgatorzusammensetzung nicht-destiilierte ölsäure und aus Olein gewonnene, unreine Ölsäure, wobei diese im Emulgator in gleichen Mengen vorliegen.
Um eine verbesserte Wasser in-ÖI-Emulsion gemäß der Erfindung herzustellen, weiche zur Verwendung als Bohrflüssigkeit oder als Bolirschlamm besonders geeignet ist, kann ein Mittel zur Erleichterung der Dispersion von teilchenförmigen!, festem, das spezifische Gewicht erhöhendem Material in Öl in die Emulgatorzusammensetzung eingegeben werden. Eine Vielzahl von konventionellen Dispergiermitteln für das spezifische Gewicht erhöhende Materialien kann mit einem gewissen günstigen Effekt verwendet werden. Beispielsweise sind Dispersionsmittel wie sulfonierte Paraffine, Harzsäuren und Harzseifen, wenn sie zu dem Emulgator in Mengen im Bereich von etwa 0,5 bis etwa 20 Gew.-% des Emulgators zugesetzt werden, zur Erleichterung der Dispersion von konventionellen, das spezifische Gewicht erhöhenden Materialien wie Calcit, Bark usw. in der gebildeten Invertemulsion wirksam.
Ein besonders geeignetes und bevorzugtes Dispergiermittel, welches erfindungsgemäß angewandt wird, ist ein Produkt, das durch Reaktion von Oleylchlorid mit n-Methyltau» in. Vermischen des entstandenen Oleylamidreaktionsproduktes mit Sulfitzellstoffabiaugen in einer Menge im Bereich von etwa 25 bis etwa 75 Gew.-% des Gemisches, vorzugsweise in der gleichen Menge, und Sprühtrocknen des Gemisches hergestellt wurde. Unter dem in der Beschreibung verwendeten Ausdruck »Sulfitzellstoffabiaugen« sind Zellstoffablaugen zu verstehen, weiche bei einem Sulfitpapierherstellungsverfahren erzeugt wurden und Ligninsulfonate enthalten. Das entstandene Trockenprodukt wird zu der Emulgatorzusammensetzung in dem oben angegebenen Bereich zugesetzt. Dieses bevorzugte Dispergiermittel ermöglicht es, daß konventionelle, das spezifische Gewicht erhöhende Materialien wie teilchenförmiger, fester Quarz, Calcit, Barit, Eisenoxid usw. in dem Bohrfluid in Form einer Invertemulsion, welches unter Verwendung der Emulgatorzusammensetzung hergestellt wurde, rasch dispergiert werden. Es wurde gefunden, daß das Dispergiermittel relativ unwirksam bei Konzentrationen von weniger als 0,5 Gew.-% in der Emulgatorzusammensetzung ist, und daß bei Konzentrationen von mehr als etwa 20 Gew.-% in dem Emulgator die entstandene Emulsion zu dünn wird, um die das spezifische Gewicht erhöhenden Materialien zu tragen.
Damit bei hohen Temperaturen bei den unter Verwendung der Emulgatorzusammensetzung hergestellten Emulsionen eine Steuerung des Fluidverlustes möglich ist, kann ein konventionelles, teilchenförmiges, festes Asphaltmaterial zu der Zusammensetzung in einer Menge im Bereich von etwa 1 bis etwa 30 Gew.-% der erhaltenen Emulgatormischung zugesetzt werden.
Eine besonders bevorzugte Emulgatorzusammensetzung zur Herstellung der verbesserten Wasser-in-Öl-Emulsionen gemäß der Erfindung, welche besonders vorteilhaft als Bohrfluide sind, besteht aus gepulvertem Kalk, der in der Zusammensetzung in einer Menge im Bereich von etwa 60 bis etwa 65 Gew.-% vorliegt, Oleylamid, das in einer Menge im Bereich von etwa 2 bis etwa 5 Gew.-% vorliegt, ölsäure, die in einer Menge im Bereich von etwa 3 bis etwa 30 Gew.-% vorliest.
dimerisierte ölsäure, die in einer Menge im Bereich von etwa 8 bis etwa 12 Gew.-% vorliegt, wobei das oben beschriebene, bevorzugte Dispergiermittel zur Erleichterung der Dispersion des teilchenförmigen, festen, das spezifische Gewicht erhöhenden Materials in öi in dem Emulgator in einer Menge im Bere.eh von etwa 1 bis etwa 10 Gew.-% vorliegt, und wobei teilchenförmiges, festes Asphaltharz in einer Menge im Bereich von etwa 5 bis etwa 15 Gew.-% vorhanden ist Weiterhin ist die in der Emuigatorzusammensetzung verwendete ölsäure vorzugsweise ein Gemisch von nicht-destillierter Ölsäure und unreiner, aus Olein gewonnener ölsäure, die in gleichen Mengen vorliegen.
Die am meisten bevorzugte Emulgatorzusammensetzung besteht aus pulverförmigem Kalk, der in der Zusammensetzung in einer Menge von etwa 61,6 Gew.-% vorliegt, Oleylamid, das in einer Menge von 3,9 Gew.-% vorliegt, nicht-destillierter ölsäure, die in einer Menge von etwa 5,1 Gew.-% vorliegt, unreiner, aus Olein gewonnener ölsäure, die in einer Menge von etwa 5,1 Gew.-°/o vorliegt, nicht-destillierter, dimerisierter ölsäure, die in einer Menge von etwa 103 Gew.-% vorliegt, einem Dispergiermittel, das durch Vermischen von Oleylamid mit einer gleichen Menge von Sulfitzellstoffablauge und Sprühtrocknen des Gemisches hergestellt wurde, wobei dieses Dispergiermittel in einer Menge von etwa 2 Gew.-% vorhanden ist, sowie aus teilchenförmigem, festem Asphaltharz, das in einer Menge von etwa 12 Gew.-% vorhanden ist.
Bei der Herstellung der Emulgatorzusammenseteungen wird das flüssige Oleylamid auf den gepulverten Kalk oder die Diatomeenerde unter Mischen aufgesprüht, so daß das Oleylamid adsorbiert wird. Die ölsäure und die dimerisierte ölsäure (vorzugsweise nicht-destillierte ölsäure, unreine, aus Olein gewonnene ölsäure und! nicht-destillierte, dimerisierte ölsäure) werden miteinander vermischt und auf eine Temperatur von etwa 49° C bis 660C erwärmt, um ihre sofortige Adsorption zu erleichtern. Das erwärmte, flüssige Gemisch wird dann auf den Kalk oder die Diatomeenerde, während gemischt wird, aufgesprüht, so daß es hierauf adsorbiert wird, und uu Kalk oder die Diatomeenerde in freifließendem, pulverförmigem Zustand zurückbleiben. Das verwendete Dispergiermittel und das teilchenförmige Asphaltharz werden als nächstes mit dem Gemisch zur Bildung der fertigen Zusammensetzung vereinigt. Konventionelle Misch- und Einmischapparaturen können zur Durchführung der oben beschriebenen Arbeitsweisen verwendet werden, und die hergestellte, fertige Emulgatorzusammensetzung ist ein trockenes, freifließendes Pulver, welches in Papiersäcken oder anderen konventionellen Behältern für trockene Materialien transportiert und aufbewahrt werden kann.
Bei der Verwendung der Emulgatorzusammensetzung zur Herstellung der verbesserten Wasser-in-öl-Emulsicnen wird eine Menge öl, wobei dieses Dieselöl. Rohöl, Kerosin, andere aliphatische Kohlenwasserstoffe j oder ein Gemisch der zuvor genannten Stoffe sein kann, in einer Mischgrube oder einem Behälter angeordnet und unter Verwendung der üblichen Mischvorrichiungen in Bewegung gesetzt bzw. gerührt Als nächstes wird die Emulgatorzusammensetzung langsam hinzuge-
i«) geben und mit dem öl in einer Gesamtmenge von etwa 6,8 kg bis etwa 22,7 kg Emulgator pro 1591 verwendetem Öl zugesetzt und vermischt Das verwendete Wasser, im allgemeinen eine Menge von etwa 5 Vol.-% bis etwa 60 Vol.-% des verwendeten Öles, wird in die Mischgrube oder den Behälter zugegeben, und das Gemisch wird fortwährend während einer Zeitspanne von 30 min bis 1 Stunde, nachdem das gesamte Wasser zugesetzt worden ist in Bewegung gesetzt bzw. gerührt. Als nächstes wird das das spezifische Gewicht erhöhende Material zu der Mischung hinzugesetzt, und der Mischvorgang wird für 30 min bis 1 Stunde nach der Zugabe des gesamten, das spezifische Gewicht erhöhenden Materials fortgeführt. Wenn sich die Wasser-in-Öl-Emulsion, welche das gewünschte Gewicht und die
2ö anderen Eigenschaften aufweist einmal gebildet hat, wird sie bei Bohrvorgängen in konventioneller Weise eingesetzt.
Um die verschiedenen, verbesserten Bohrfluide in Form von Wasser-in-Öl-Emulsionen, welche hergestellt
jo werden können, wie auch die Mengen an öl, Wasser und anderen Bestandteilen, welche zur Herstellung des Bohrfluides erforderlich sind, zu erläutern, ist die folgende Tabelle 1 angefügt. In dieser Tabelle I sind die Mengen von Barit (Bariumsulfat), Calciumchloridlösung und Dieselöl Nr. 1 zur Herstellung von 15 9001 von Invertemulsionsbohrfluiden verschiedener Gewichte wie auch die Mengen der erforderlichen Emulgatorzusammensetzung gezeigt. Folgende Emulgatorzusammensetzung wurde bei den Emulsionen der Tabelle 1 verwendet:
Bestandteil Gew.-%
4 5 gepulverter Kalk 61,6
Oleylamid 3,9
nicht-destillierte ölsäure 5,1
unreine, aus Olein gewonnene
ölsäure 5,1
50 nicht-destillierte, dimerisierte
ölsäure 10,3
Dispersionsmittel 2,0
Asphaltharz 12,0
100,0
Tabelle I
Zusammensetzung der verschiedenen Bohrfluide in Form von Wasser-in-Öl-Emulsionen
Emulsionsgewicht Öl-Wasser- Verwendetes, das Verwendetes Verwendete Verwendeter
Verhältnis spezifische Gewicht Dieselöl Nr. 1 Salzlösung, Emulgator
erhöhende Material 1,20 kg CaCl2/l
(Barit)
(kg/l) (Vol.-%) (kg) (I) (D (g/l Öl)
1,02 60-40 102,1 9.110 6.041 71,3
1,08 61-39 743,9 9.062 5.787 71,3
1,14 62-38 1.372,1 9.030 5.533 69,9
1,20 63-37 2.041,2 8.983 C,?7S
7 24 62 436 8 Verwendeter
Emulgator
Fortsetzung Öl-Wasser- Verwendete
Emulsionsgewicht Verhäitnis Verwendetes, das Verwendetes Salzlösung.
spezifische Gewicht Dieselöl Nr. 1 1,20 kg CaCM (g/l öl)
erhöhende Material 67,0
(VoL-%) (Barit) (I) 65,6
(kg/1) 64-36 (kg) (I) 5.040 64,2
1,26 65-35 2.683,0 8.935 4.785 62,8
1.32 66-34 3.338,4 8.903 4.547 61,3
1.38 67-33 3.991,6 8.839 4.324 59,9
!,44 68-32 4.642,5 8.776 4.102 58.5
1,50 69-31 5.286,6 8.712 3.8/9 57,1
1,56 /0-30 5.953,4 8.633 3.673 55,6
1,62 71-29 6.590,7 8.553 3.466 54,2
1,68 72-28 7.234,8 8.474 3.259 52,8
1,74 73-27 7.881,2 8378 3.068 51,4
1,80 74-26 8.523,0 8.283 2.862 49,9
1,86 75-25 9.285,0 8.156 2.702 48,5
1,92 76-24 9.806,7 8.076 2.512 47,1
1,98 77-23 10.446,2 7.981 2353 45,7
2,04 78-22 11.0494 7.870 2.178 44,2
2,10 79-21 11.723,1 7.742 2.019 42,8
2,16 80-20 12358,1 7.615 1.876
2,22 81-19 12.9SK),9 7.472 1.715
2,28 13.625,9 7.345
Selbstverständlich können auch Änderungen in den relativen Mengen der unterschiedlichen Bestandteile der Emulgatorzusammensetzungeri angewandt werden.
Vergleichsversuche
Es wurde eine Wasser-in-öl-Emulsion unter Verwendung eines handelsüblichen Dispergiermittels, wie es bislang zur Herstellung solcher Emulsionen angewandt wurde, eingesetzt, wobei diese auch Kalziumseifen enthielt, um die Emulsion stabiler zu machen. jo Zum Vergleich wurde eine Wasser-in-öl-Emulsion unter Verwendung der zuvor beschriebenen Emulgatorzusammensetzung (siehe vor Tabelle I) hergestellt.
An diesen beiden Emulsionen wurden folgende Eigenschaften bestimmt:
Stand der Technik Erfindungsgemäß Wassergehalt Gehalt an zugesetzten Feststoffen zur Erhöhung der Dichte der Emulsion Maximale Temperatur Absetzzeit Toleranz gegenüber Salzen
begrenzt auf etwa 20—30% beschränkt auf etwa 2,16 kg/1
232° C
Die Feststoffe setzen sich insbesondere
bei hoher Temperatur ab
Die Emulsion bricht zusammen oder
kann in Anwesenheit von Salzen wie
CaCb nicht angesetzt werden
bis zu 60% bis zu 2,64 kg/1
2800C
Kein meßbares Absetzen
Kann mit Hilfe von wäßrigen Salzlösungen angesetzt werden
Weiterhin ist noch darauf hinzuweisen, daß bei der Herstellung der erfindungsgemäßen Bohrfluide keine Kalziumseifen in den Emulgatoren verwendet werden müssen.
Aus den Vergleichsversuchen ergibt sich daher, daß die erfindungsgemäßen Bohrfluide wesentlich stabiler sind, außerdem wesentlich höhere Anteile an Wasser enthalten können.

Claims (8)

Patentansprüche:
1. Bohrflüssigkeit aus einer Wasser-in-öl-Emulsion, welche einen Emulgator mit einem Anteil von mehr als 1% Oleylamid und des weiteren Kalk oder Diatomeenerde enthält, dadurch gekennzeichnet, daß der Emulgator neben dem Oleylamid aus dem Kalk bzw. der Diatomeenerde und aus dimerisierter ölsäure besteht, wobei der Anteil des Oleylamids am Emulgator bis zu 20 Gew.-%, der des Kalks bzw. der Diatomeenerde 50 bis 90 Gew.-% und der der dimerisierten ölsäure 2 bis 20 Gew.-% beträgt.
2. Bohrflüssigkeit nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß der Emulgator zur Verbesserung der Dispersion von teilchenförmigen!, festem, das spezifische Gewicht erhöhendem Material in der Emulsion weiterhin ein Dispergiermittel enthält, dessen Anteil am Emulgator 0,5 bis 20Gew.-% beträgt.
3. Bohrflüssigkeit nach Anspruch 2, gekennzeichnet durch einen Gehalt an teilchenförmigen!, festem, das spezifische Gewicht erhöhendem Material in der Emulsion.
4. Bohrflüssigkeit nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, daß das Dispersionsmittel zur Erleichterung der Dispersion des das spezifische Gewicht erhöhendem Materials in der Emulsion aus einer getrockneten Mischung von Oleylamid mit Sulfitzellstoff ablauge besteht.
5. Bohrflüssigkeit nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, daß sie 42,8 g bis 142,6 g Emulgator pro Liter eingesetztem öl enthält
6. Bohrflüssigkeit nach Anspruch 5, dadurch gekennzeichnet, daß der Emulgator zusätzlich 3 bis 40 Gew-% ölsäure enthält.
7. Bohrflüssigkeit nach Anspruch 6, dadurch gekennzeichnet, daß die ölsäure ein Gemisch von nicht-destillierter ölsäure und unreiner, aus Olein gewonnener ölsäure ist.
8. Bohrflüssigkeit nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, daß sie weiterhin 1 bis 30 Gew.-%, bezogen auf den Emulgator, Asphaltteilchen enthält.
DE2462436A 1973-05-01 1974-04-30 Bohrflüssigkeit aus einer Wasserin-Öl-Emulsion Expired DE2462436C3 (de)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US35623973A 1973-05-01 1973-05-01

Publications (3)

Publication Number Publication Date
DE2462436A1 DE2462436A1 (de) 1977-02-24
DE2462436B2 DE2462436B2 (de) 1978-09-21
DE2462436C3 true DE2462436C3 (de) 1979-05-17

Family

ID=23400684

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE2462436A Expired DE2462436C3 (de) 1973-05-01 1974-04-30 Bohrflüssigkeit aus einer Wasserin-Öl-Emulsion
DE2420900A Expired DE2420900C2 (de) 1973-05-01 1974-04-30 Emulgatoren für Wasser-in-Öl Emulsionen

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE2420900A Expired DE2420900C2 (de) 1973-05-01 1974-04-30 Emulgatoren für Wasser-in-Öl Emulsionen

Country Status (8)

Country Link
US (1) US4108779A (de)
CA (1) CA1023239A (de)
DE (2) DE2462436C3 (de)
FR (1) FR2227897B1 (de)
GB (1) GB1467841A (de)
IT (1) IT1010089B (de)
NL (1) NL7405570A (de)
NO (1) NO793203L (de)

Families Citing this family (74)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2396791A1 (fr) * 1977-07-08 1979-02-02 Elf Aquitaine Microemulsions utilisables comme " spacers " de cimentation
US4304300A (en) * 1979-08-09 1981-12-08 Halliburton Company Method of using gelled aqueous well treating fluids
US4409108A (en) * 1980-06-02 1983-10-11 Halliburton Company Lubricating composition for well fluids
US4445576A (en) * 1982-05-24 1984-05-01 Exxon Research And Engineering Co. Method of using a spacer for well control fluid
US4754439A (en) * 1985-11-13 1988-06-28 Amoco Corporation Means for obtaining shear wave velocities
US5113943A (en) * 1989-11-27 1992-05-19 Atlantic Richfield Company Spacer fluids
US5030366A (en) * 1989-11-27 1991-07-09 Atlantic Richfield Company Spacer fluids
US5114598B1 (en) * 1990-02-01 1997-08-26 Sun Drilling Products Corp Method of making drilling fluid containing asphaltite in a dispersed state
US5114597A (en) * 1990-02-22 1992-05-19 Sun Drilling Products Corporation Method of making a drilling fluid containing carbon black in a dispersed state
US6589917B2 (en) 1996-08-02 2003-07-08 M-I Llc Invert emulsion drilling fluids and muds having negative alkalinity and elastomer compatibility
US5905061A (en) * 1996-08-02 1999-05-18 Patel; Avind D. Invert emulsion fluids suitable for drilling
US5888944A (en) * 1996-08-02 1999-03-30 Mi L.L.C. Oil-based drilling fluid
US6218342B1 (en) 1996-08-02 2001-04-17 M-I Llc Oil-based drilling fluid
US5909779A (en) * 1997-08-19 1999-06-08 M-I L.L.C. Oil-based drilling fluids suitable for drilling in the presence of acidic gases
FR2768732B1 (fr) * 1997-09-25 2003-10-24 Inst Francais Du Petrole Procede de fabrication d'un agent de surface emulsifiant et dispersant, a partir d'une huile polymerisee et d'un aminoalcool
US5843872A (en) * 1997-11-19 1998-12-01 Sun Drilling Products Corp Drilling fluid system and related methods
US5942467A (en) * 1997-12-08 1999-08-24 Sun Drilling Products Corporation Drilling fluid system containing a combination of hydrophilic carbon black/asphaltite and a refined fish oil/glycol mixture and related methods
US6196320B1 (en) 1998-01-21 2001-03-06 Warren J. Ray Method of cleaning a well bore prior to installing a water based fluid system
US5904208A (en) * 1998-01-21 1999-05-18 Deep South Chemical Method of cleaning a well bore prior to cementing
CA2437285C (en) 2000-08-07 2009-11-03 Schlumberger Canada Limited Viscoelastic wellbore treatment fluids comprising oligomeric surfactants
GB2365464B (en) 2000-08-07 2002-09-18 Sofitech Nv Scale dissolver fluid
US6534571B1 (en) * 2001-04-25 2003-03-18 Flow Polymers, Inc. Desiccant dispersion for rubber compounds
US6828279B2 (en) 2001-08-10 2004-12-07 M-I Llc Biodegradable surfactant for invert emulsion drilling fluid
US20030092580A1 (en) * 2001-10-11 2003-05-15 Clearwater, Inc. Invert emulsion drilling fluid and process
US6554069B1 (en) * 2002-08-15 2003-04-29 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of removing water-based drilling fluids and compositions
US6908887B2 (en) * 2002-08-22 2005-06-21 Halliburton Energy Services, Inc. Suspending agent
FR2859215B1 (fr) * 2003-08-28 2005-10-14 Inst Francais Du Petrole Fluide de puits a base d'huile comprenant un systeme emulsifiant non-polluant, utilisable pour tout type de base et stable vis-a-vis de la formation des hydrates de gaz
GB2406864A (en) * 2003-10-11 2005-04-13 Schlumberger Holdings Viscoelastic fluid with increased thermal stability and reduced salt concentration
US7507694B2 (en) * 2004-03-12 2009-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Surfactant-free emulsions and methods of use thereof
US8030252B2 (en) * 2004-03-12 2011-10-04 Halliburton Energy Services Inc. Polymer-based, surfactant-free, emulsions and methods of use thereof
US9512345B2 (en) 2004-10-20 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Settable spacer fluids comprising pumicite and methods of using such fluids in subterranean formations
US7293609B2 (en) * 2004-10-20 2007-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising vitrified shale and methods of using such fluids in subterranean formations
US20100044057A1 (en) * 2004-10-20 2010-02-25 Dealy Sears T Treatment Fluids Comprising Pumicite and Methods of Using Such Fluids in Subterranean Formations
US20060111245A1 (en) * 2004-11-23 2006-05-25 Carbajal David L Environmentally friendly water based mud deflocculant/ thinner
US7491682B2 (en) * 2004-12-15 2009-02-17 Bj Services Company Method of inhibiting or controlling formation of inorganic scales
GB2448442B (en) * 2004-12-15 2009-07-22 Bj Services Co Well treating compositions for slow release of treatment agents and methods of using the same
US7544641B2 (en) * 2005-08-17 2009-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Rapid setting plugging compositions for sealing subterranean formations
US8258084B2 (en) * 2006-01-18 2012-09-04 Georgia-Pacific Chemicals Llc Spray dried emulsifier compositions, methods for their preparation, and their use in oil-based drilling fluid compositions
US7598209B2 (en) * 2006-01-26 2009-10-06 Bj Services Company Porous composites containing hydrocarbon-soluble well treatment agents and methods for using the same
US7278487B1 (en) 2006-06-19 2007-10-09 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using chemical wash compositions for removing drilling fluids
US7662752B2 (en) * 2006-06-19 2010-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Chemical wash compositions for removing drilling fluids
US20090082230A1 (en) * 2007-09-21 2009-03-26 Bj Services Company Well Treatment Fluids Containing Nanoparticles and Methods of Using Same
US7950455B2 (en) * 2008-01-14 2011-05-31 Baker Hughes Incorporated Non-spherical well treating particulates and methods of using the same
BRPI0823062A2 (pt) * 2008-09-11 2015-06-16 Mi Llc Fluidos de furo de poço de emulsão invertida e método para a redução de toxicidade dos mesmos
US7915203B2 (en) 2009-07-27 2011-03-29 Clearwater International, Llc Secondary emulsifiers for inverted emulsion fluids and methods for making and using same
US10822536B2 (en) 2010-07-19 2020-11-03 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using a screen containing a composite for release of well treatment agent into a well
US9010430B2 (en) 2010-07-19 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Method of using shaped compressed pellets in treating a well
US9976070B2 (en) 2010-07-19 2018-05-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of using shaped compressed pellets in well treatment operations
US8664168B2 (en) 2011-03-30 2014-03-04 Baker Hughes Incorporated Method of using composites in the treatment of wells
CN102504779B (zh) * 2011-12-21 2013-07-31 中国石油天然气股份有限公司 用于稠油吞吐井堵水的石蜡松香堵水剂及堵水施工方法
US8418763B1 (en) * 2012-04-27 2013-04-16 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading cement compositions and associated fluid loss applications
US20150072901A1 (en) 2013-09-09 2015-03-12 Clearwater International Llc Lost circulation and fluid loss materials containing guar chaff and methods for making and using same
US20150197682A1 (en) 2014-01-16 2015-07-16 Clearwater International, Llc Anti-gel agent for polyhydroxyetheramines, gel stabilized polyhydroxyetheramine solutions, and methods for making and using same
WO2016014310A1 (en) 2014-07-23 2016-01-28 Baker Hughes Incorporated Composite comprising well treatment agent and/or a tracer adhered onto a calcined substrate of a metal oxide coated core and a method of using the same
CN107207777B (zh) * 2014-11-27 2019-03-08 佐治亚-太平洋化工品有限公司 乳化剂颗粒及其制备和使用方法
CA2969139C (en) * 2014-12-04 2020-04-14 M-I L.L.C. Dry products for wellbore fluids and methods of use thereof
US20170002252A1 (en) 2015-06-30 2017-01-05 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Lubricant Compositions and Methods of Making and Using Same
US10844264B2 (en) 2015-06-30 2020-11-24 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Lubricant compositions comprising diol functional groups and methods of making and using same
MX2018001036A (es) * 2015-07-29 2018-06-07 Mi Llc Metodos de perforacion.
MX2018001197A (es) * 2015-07-29 2018-04-24 Mi Llc Metodos de transporte neumatico de particulados solidos.
WO2017019993A1 (en) * 2015-07-29 2017-02-02 M-I L.L.C. Methods of formulating wellbore fluids
WO2017019963A1 (en) * 2015-07-29 2017-02-02 M-I L.L.C. Wellbore fluids for use downhole
EP3184601A1 (de) 2015-12-23 2017-06-28 Agrana Beteiligungs- Aktiengesellschaft Prozessfluid mit umweltverträglichem biostabilisator
RU2613975C1 (ru) * 2016-04-26 2017-03-22 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Эмульгатор инвертных эмульсий
US10641083B2 (en) 2016-06-02 2020-05-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of monitoring fluid flow from a reservoir using well treatment agents
US11034878B2 (en) * 2016-06-10 2021-06-15 Byk-Chemie Gmbh Emulsion, method for the production thereof and use thereof
US10413966B2 (en) 2016-06-20 2019-09-17 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Nanoparticles having magnetic core encapsulated by carbon shell and composites of the same
US11254861B2 (en) 2017-07-13 2022-02-22 Baker Hughes Holdings Llc Delivery system for oil-soluble well treatment agents and methods of using the same
US12060523B2 (en) 2017-07-13 2024-08-13 Baker Hughes Holdings Llc Method of introducing oil-soluble well treatment agent into a well or subterranean formation
WO2019089043A1 (en) 2017-11-03 2019-05-09 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Treatment methods using aqueous fluids containing oil-soluble treatment agents
US10961444B1 (en) 2019-11-01 2021-03-30 Baker Hughes Oilfield Operations Llc Method of using coated composites containing delayed release agent in a well treatment operation
CN114507513A (zh) * 2020-11-17 2022-05-17 中国石油化工股份有限公司 一种耐高温非水体系无固相隔离液及其制备方法
CN112898621B (zh) * 2021-03-16 2023-04-25 青岛瑞诺化工有限公司 一种乳化剂及其制备方法和在乳胶发泡制品中的应用
CN113684008B (zh) * 2021-09-26 2022-11-11 荆州嘉华科技有限公司 一种油基钻井液用固体乳化剂及其制备方法和应用

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA578341A (en) 1959-06-23 Socony Mobil Oil Company Emulsion fluid
US2099825A (en) * 1935-04-19 1937-11-23 Standard Oil Dev Co Oil base hydratable drilling fluid
DE747536C (de) * 1940-05-12 1953-02-09 Hydrierwerke A G Deutsche Berfahren zur Herstellung von Wasser-in-OEl-Emulsionen
US2946746A (en) * 1956-10-01 1960-07-26 Union Oil Co Oil-external emulsion drilling fluids
US2994660A (en) * 1957-05-27 1961-08-01 Magnet Cove Barium Corp Water-in-oil emulsion drilling fluid
US3021277A (en) * 1957-12-23 1962-02-13 Raymond W Hoeppel Oil base drilling and fracturing fluid
US3244638A (en) * 1960-06-21 1966-04-05 Swift & Co Water-in-oil emulsion
US3108068A (en) * 1960-12-05 1963-10-22 Texaco Inc Water-in-oil emulsion drilling fluid
US3625286A (en) * 1970-06-01 1971-12-07 Atlantic Richfield Co Well-cementing method using a spacer composition
US3849316A (en) * 1971-08-16 1974-11-19 Dow Chemical Co Spacer composition

Also Published As

Publication number Publication date
NL7405570A (de) 1974-11-05
FR2227897B1 (de) 1977-10-28
DE2462436A1 (de) 1977-02-24
IT1010089B (it) 1977-01-10
FR2227897A1 (de) 1974-11-29
DE2462436B2 (de) 1978-09-21
CA1023239A (en) 1977-12-27
US4108779A (en) 1978-08-22
NO793203L (no) 1974-11-04
DE2420900A1 (de) 1974-11-21
DE2420900C2 (de) 1981-11-26
GB1467841A (en) 1977-03-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE2462436C3 (de) Bohrflüssigkeit aus einer Wasserin-Öl-Emulsion
DE3247123C2 (de) Bohrhilfsflüssigkeit in Form einer Invertemulsion
DE69720676T2 (de) Verbesserte öl-basierte bohrflüssigkeit
EP0374671B1 (de) Verwendung ausgewählter Esteröle in Bohrspülungen insbesondere zur off-shore-Erschliessung von Erdöl- bzw. Erdgasvorkommen (l)
DE2953276C2 (de) N-Acyl-&amp;alpha;-aminosäuresalze und ihre Verwendung als oberflächenaktive Mittel zur Herstellung wäßriger Mikroemulsionen von Kohlenwasserstoffen
DE2834139C2 (de) Bohrspülung, Additiv hierfür sowie Verfahren zum Bohren eines Bohrlochs
DE4240396A1 (de)
EP0532570A1 (de) Fliessfähige bohrlochbehandlungsmittel auf basis von kohlensäurediestern.
DE2827286A1 (de) Bohrfluessigkeit, darin verwendbares schmiermittel sowie verwendung der bohrfluessigkeit bei einem bohrverfahren
DE1506430B1 (de) Verfahren zum Foerdern von zaehfluessigem Rohoel durch Rohrleitungen
DE3124675A1 (de) Emulsionsbrecher und verfahren zum brechen von emulsionen
DE602004006515T2 (de) Verzögertes phasenwechsel-additiv für inverte emulsions bohrflüssigkeiten
DE3309144A1 (de) Verfahren zur herstellung von organisch modifizierten seifentonen
DE1433197A1 (de) Geologisches Bohrverfahren und dafuer geeignete Bohrlochfluessigkeit
DE2418115C3 (de) Dispergiermittel zum Dispergieren von kolloidalem, festem Asphalt in ölfreiem Wasser und seine Verwendung
DE1091685B (de) Verfahren zum Dispergieren wasserloeslicher Feststoffe in wasserunloeslichen Kohlenwasserstoffen und Kohlenwasserstoffgemischen wie Schmieroelen
EP0237724A2 (de) Verfahren zum Transport von zähflüssigen Ölen
DE3634644C2 (de)
DE2451773C3 (de) Abstandsfluid zum Getrennthalten zweier Bohrlochflüssigkeiten und seine Verwendung
DE1444556C3 (de)
DE69705491T2 (de) Verfahren zur Förderung von schweren Rohölen mit salzreichem Wasser
DE2451773B2 (de) Abstandsfluid zum getrennthalten zweier bohrlochfluessigkeiten und seine verwendung
DE2703734A1 (de) Bohrfluessigkeit auf oelbasis mit wasserloeslichen additiven
DE1644906B2 (de) Verwendung von oelloesungen und oelemulsionen als schneidefluessigkeit fuer titan und dessen legierungen
AT353094B (de) Verfahren zur herstellung von papierleim

Legal Events

Date Code Title Description
C3 Grant after two publication steps (3rd publication)
8339 Ceased/non-payment of the annual fee