RU2301244C2 - Использование анионных диспергированных полимеров в качестве модификаторов вязкости буровых растворов на водной основе - Google Patents
Использование анионных диспергированных полимеров в качестве модификаторов вязкости буровых растворов на водной основе Download PDFInfo
- Publication number
- RU2301244C2 RU2301244C2 RU2005100845/03A RU2005100845A RU2301244C2 RU 2301244 C2 RU2301244 C2 RU 2301244C2 RU 2005100845/03 A RU2005100845/03 A RU 2005100845/03A RU 2005100845 A RU2005100845 A RU 2005100845A RU 2301244 C2 RU2301244 C2 RU 2301244C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- anionic
- drilling fluid
- water
- polymers
- polymer
- Prior art date
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 115
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 83
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 65
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 title claims abstract description 58
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 29
- 239000004034 viscosity adjusting agent Substances 0.000 title description 2
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 16
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 19
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 19
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical group O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 16
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 14
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 9
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 9
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 claims description 8
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 6
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims description 4
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002126 Acrylic acid copolymer Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 claims description 2
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 claims description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 claims description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 claims description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 2
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 claims 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000012267 brine Substances 0.000 abstract 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 22
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 15
- 239000000047 product Substances 0.000 description 13
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 11
- -1 tetraalkylammonium halides Chemical class 0.000 description 11
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 8
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 6
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 5
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 5
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 5
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 4
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 4
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 4
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 3
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N Dimethylamine Chemical compound CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N Fumaric acid Chemical compound OC(=O)\C=C\C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N 0.000 description 2
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L Magnesium sulfate Chemical compound [Mg+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 2
- 150000003926 acrylamides Chemical class 0.000 description 2
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 2
- HTZCNXWZYVXIMZ-UHFFFAOYSA-M benzyl(triethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CC[N+](CC)(CC)CC1=CC=CC=C1 HTZCNXWZYVXIMZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000012674 dispersion polymerization Methods 0.000 description 2
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 2
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Chemical compound [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 2
- 239000012265 solid product Substances 0.000 description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 2
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 2
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 2
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000012855 volatile organic compound Substances 0.000 description 2
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OZFIGURLAJSLIR-UHFFFAOYSA-N 1-ethenyl-2h-pyridine Chemical compound C=CN1CC=CC=C1 OZFIGURLAJSLIR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1h-imidazole Chemical compound FC1=CC=CC(C=2NC=CN=2)=C1 JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GOXQRTZXKQZDDN-UHFFFAOYSA-N 2-Ethylhexyl acrylate Chemical compound CCCCC(CC)COC(=O)C=C GOXQRTZXKQZDDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BNZKJJKMNCBHIQ-UHFFFAOYSA-N 2-[(prop-2-enoylamino)methyl]butanoic acid Chemical compound CCC(C(O)=O)CNC(=O)C=C BNZKJJKMNCBHIQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethyl prop-2-enoate Chemical compound OCCOC(=O)C=C OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 2-phenylethenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=CC1=CC=CC=C1 AGBXYHCHUYARJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000003903 2-propenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])=C([H])[H] 0.000 description 1
- GNSFRPWPOGYVLO-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxypropyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCCCO GNSFRPWPOGYVLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NYUTUWAFOUJLKI-UHFFFAOYSA-N 3-prop-2-enoyloxypropane-1-sulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CCCOC(=O)C=C NYUTUWAFOUJLKI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 1
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 1
- CNCOEDDPFOAUMB-UHFFFAOYSA-N N-Methylolacrylamide Chemical compound OCNC(=O)C=C CNCOEDDPFOAUMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 229920002845 Poly(methacrylic acid) Polymers 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000017343 Quebracho blanco Nutrition 0.000 description 1
- 241000065615 Schinopsis balansae Species 0.000 description 1
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 1
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LXEKPEMOWBOYRF-UHFFFAOYSA-N [2-[(1-azaniumyl-1-imino-2-methylpropan-2-yl)diazenyl]-2-methylpropanimidoyl]azanium;dichloride Chemical compound Cl.Cl.NC(=N)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(N)=N LXEKPEMOWBOYRF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 1
- WPKYZIPODULRBM-UHFFFAOYSA-N azane;prop-2-enoic acid Chemical compound N.OC(=O)C=C WPKYZIPODULRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DZGUJOWBVDZNNF-UHFFFAOYSA-N azanium;2-methylprop-2-enoate Chemical compound [NH4+].CC(=C)C([O-])=O DZGUJOWBVDZNNF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- YMKDRGPMQRFJGP-UHFFFAOYSA-M cetylpyridinium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+]1=CC=CC=C1 YMKDRGPMQRFJGP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229960001927 cetylpyridinium chloride Drugs 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- WQHCGPGATAYRLN-UHFFFAOYSA-N chloromethane;2-(dimethylamino)ethyl prop-2-enoate Chemical group ClC.CN(C)CCOC(=O)C=C WQHCGPGATAYRLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001860 citric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N diammonium hydrogen phosphate Chemical compound [NH4+].[NH4+].OP([O-])([O-])=O MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L dipotassium hydrogen phosphate Chemical compound [K+].[K+].OP([O-])([O-])=O ZPWVASYFFYYZEW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000396 dipotassium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019797 dipotassium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L disodium hydrogen phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].OP([O-])([O-])=O BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000397 disodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019800 disodium phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 150000002222 fluorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000001530 fumaric acid Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- ADALIFAVBBCNGP-UHFFFAOYSA-N heptadecan-1-amine;hydrochloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCC[NH3+] ADALIFAVBBCNGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PYGSKMBEVAICCR-UHFFFAOYSA-N hexa-1,5-diene Chemical group C=CCCC=C PYGSKMBEVAICCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KDSNLYIMUZNERS-UHFFFAOYSA-N isobutyl amine Natural products CC(C)CN KDSNLYIMUZNERS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052943 magnesium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019341 magnesium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 1
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N methylenebutanedioic acid Natural products OC(=O)CC(=C)C(O)=O LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- OVHHHVAVHBHXAK-UHFFFAOYSA-N n,n-diethylprop-2-enamide Chemical compound CCN(CC)C(=O)C=C OVHHHVAVHBHXAK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940088644 n,n-dimethylacrylamide Drugs 0.000 description 1
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QYZFTMMPKCOTAN-UHFFFAOYSA-N n-[2-(2-hydroxyethylamino)ethyl]-2-[[1-[2-(2-hydroxyethylamino)ethylamino]-2-methyl-1-oxopropan-2-yl]diazenyl]-2-methylpropanamide Chemical compound OCCNCCNC(=O)C(C)(C)N=NC(C)(C)C(=O)NCCNCCO QYZFTMMPKCOTAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N n-ethenylformamide Chemical compound C=CNC=O ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YPHQUSNPXDGUHL-UHFFFAOYSA-N n-methylprop-2-enamide Chemical compound CNC(=O)C=C YPHQUSNPXDGUHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QNILTEGFHQSKFF-UHFFFAOYSA-N n-propan-2-ylprop-2-enamide Chemical compound CC(C)NC(=O)C=C QNILTEGFHQSKFF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XFHJDMUEHUHAJW-UHFFFAOYSA-N n-tert-butylprop-2-enamide Chemical compound CC(C)(C)NC(=O)C=C XFHJDMUEHUHAJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 150000004028 organic sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 description 1
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 150000002976 peresters Chemical class 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920000371 poly(diallyldimethylammonium chloride) polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001798 poly[2-(acrylamido)-2-methyl-1-propanesulfonic acid] polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- RZKYDQNMAUSEDZ-UHFFFAOYSA-N prop-2-enylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CC=C RZKYDQNMAUSEDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 239000012966 redox initiator Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 229910021647 smectite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- 239000004317 sodium nitrate Substances 0.000 description 1
- 235000010344 sodium nitrate Nutrition 0.000 description 1
- SONHXMAHPHADTF-UHFFFAOYSA-M sodium;2-methylprop-2-enoate Chemical compound [Na+].CC(=C)C([O-])=O SONHXMAHPHADTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BWYYYTVSBPRQCN-UHFFFAOYSA-M sodium;ethenesulfonate Chemical compound [Na+].[O-]S(=O)(=O)C=C BWYYYTVSBPRQCN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002910 solid waste Substances 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 150000003460 sulfonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000003892 tartrate salts Chemical class 0.000 description 1
- UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J tetrasodium;2-[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl-(carboxylatomethyl)amino]acetate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC([O-])=O)CC([O-])=O UEUXEKPTXMALOB-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 239000012749 thinning agent Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N vinylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)C=C ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
- C09K8/24—Polymers
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
Abstract
Изобретение относится к буровым растворам и способам их применения. Технический результат - увеличение вязкости бурового раствора. Заявлен буровой раствор на водной основе, используемый при бурении скважин сквозь подземные формации, имеющий рН в пределах примерно от 7 примерно до 12 и вязкость примерно от 20 примерно до 80 сек (конус Марша). Буровой раствор получают путем смешивания пресной воды, солевого раствора или морской воды и примерно от 0,3 фунта примерно до 2,5 фунтов на баррель в расчете на активные соединения полимера, одного или нескольких анионных диспергированных полимеров. Анионные диспергированные полимеры состоят из от примерно 2 до примерно 98 мольных процентов одного или нескольких анионных мономеров и от примерно 98 до примерно 2 мольных процентов одного или нескольких неионных мономеров. Анионные диспергированные полимеры имеют значение RSV, равное от примерно 10 до примерно 50 дл/г. Заявлен способ бурения скважины сквозь подземную формацию с использованием указанного выше бурового раствора. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 10 з.п. ф-лы.
Description
Область изобретения
Настоящее изобретение относится к буровым растворам на водной основе, содержащим анионные полимеры. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способу увеличения вязкости буровых растворов на водной основе с использованием анионных диспергированных полимеров, к буровым растворам на водной основе, содержащим анионные диспергированные полимеры, и к использованию буровых растворов для бурения скважины сквозь подземную формацию.
Предпосылки изобретения
В буровых скважинах для добычи нефти, газа и воды из подземных формаций закачивают буровой раствор или глинистый раствор для бурения вниз через полую бурильную колонну, поперек сечения бурового долота, и вверх, через буровую скважину. Раствор для бурения служит для охлаждения и смазки бурового долота для подъема выбуренной горной породы на поверхность и для герметизации боковой поверхности скважины с целью предотвращения потерь воды и бурового раствора в формацию, окружающую буровую скважину. Глинистый раствор для бурения может иметь как соответствующую вязкость, так и некоторую степень гелеобразования, для выноса выбуренных твердых продуктов к поверхности - на сита для удаления больших обломков и в отстойный бассейн для удаления песков.
Для достижения соответствующей вязкости к буровому раствору могут добавляться различные полимерные вещества для повышения вязкости. Полимеры действуют, повышая вязкость бурового раствора, формируя таким образом, барьер между геологическим горизонтом и жилой материала, который добывают. Полимеры также помогают увеличить проскальзывание между буровым раствором и выбуренной рудой для смазки удаляемого отстоя. Полимеры также являются полезными при отделении воды, нефти и отходов твердых продуктов после извлечения бурового раствора из скважины.
Полимерные вещества для повышения вязкости, используемые в настоящее время, включают в себя латексные полимеры, где твердые продукты полимеров диспергируются в углеводородном растворителе и стабилизируются поверхностно-активными веществами, сухие полимеры и растворимые полимеры.
Неудобства, связанные с латексными полимерами, включают в себя опасность («недружелюбность») углеводородов и поверхностно-активных веществ для окружающей среды в случае разлива или выпуска на землю или на платформу морского базирования, и потенциальную пожароопасность, связанную с углеводородным растворителем. Кроме того, правила охраны окружающей среды в некоторых странах запрещают нагнетание нефть-содержащих полимеров в подземные формации нижеуказанной глубины. Кроме того, латексные полимеры должны инвертироваться перед использованием, и эмульсия типа масло в воде должна разрушаться, что влечет за собой использование дополнительных поверхностно-активных веществ.
Сухие полимеры обычно используются в операциях бурения, благодаря высокой концентрации полимера, доступного в этой форме, по сравнению с латексными или растворимыми полимерами. Однако сухие полимеры, как правило, очень трудно растворять, требуется значительное количество энергии и потребляемой воды для обеспечения адекватного преобразования сухого полимера в активную разбавленную форму. Также из-за трудностей, связанных с растворением сухого полимера, получают только очень разбавленные растворы, как правило, содержащие менее чем 0,5 процента продукта полимера, таким образом, существенно возрастают требования к использованию воды. В удаленных местах бурения как энергия, так и вода часто имеются в ограниченных количествах и требуют значительных финансовых вложений для обеспечения их доставки. Соответственно, имеется постоянная необходимость в разработке безвредных для окружающей среды безопасных и экономичных модификаторов вязкости для буровых растворов.
Краткое описание изобретения
В одном из аспектов настоящее изобретение представляет собой способ увеличения вязкости бурового раствора на водной основе, используемого в буровых скважинах, проходящих через подземные формации, включающий в себя добавление к буровому раствору эффективного для увеличения вязкости количества одного или нескольких анионных диспергированных полимеров, где анионные диспергированные полимеры состоят из примерно от 2 примерно до 98 мольных процентов одного или нескольких анионных мономеров и примерно от 98 примерно до 2 мольных процентов одного или нескольких неионных мономеров, и где анионный диспергированный полимер имеет значение RSV, равное примерно от 10 примерно до 50 дл/г.
В другом аспекте настоящее изобретение представляет собой буровой раствор на водной основе, используемый в буровых скважинах через подземные формации, имеющий pH в пределах примерно между 7 и примерно 12 и вязкость примерно от 20 примерно до 80 сек (конус Марша), который получают путем смешивания пресной воды, солевого раствора или морской воды и примерно от 0,02 фунта примерно до 2,5 фунта на баррель, по отношению к количеству активного полимера, одного или нескольких анионных диспергированных полимеров, где анионные диспергированные полимеры состоят из примерно от 2 примерно до 98 мольных процентов одного или нескольких анионных мономеров и примерно от 98 примерно до 2 мольных процентов одного или нескольких неионных мономеров, и где анионные диспергированные полимеры имеют значение RSV, равное примерно от 10 примерно до 50 дл/г.
В другом аспекте настоящее изобретение представляет собой способ бурения скважины сквозь подземную формацию, включающий в себя циркуляцию сквозь скважину бурового раствора на водной основе, имеющего pH в пределах примерно между 7 и примерно 12 и вязкость примерно от 20 примерно до 80 сек (конус Марша), который получают путем смешивания пресной воды, солевого раствора или морской воды и примерно от 0,02 фунта примерно до 2,5 фунта на баррель, по отношению к активному полимеру, одного или нескольких анионных диспергированных полимеров, где анионные диспергированные полимеры состоят из примерно от 2 примерно до 98 мольных процентов одного или нескольких анионных мономеров и примерно от 98 примерно до 2 мольных процентов одного или нескольких неионных мономеров, и где анионные диспергированные полимеры имеют значение RSV, равное примерно от 10 примерно до 50 дл/г.
Буровой раствор по настоящему изобретению получают с использованием полимерных композиций на основе воды, которые не содержат ни органических растворителей, ни поверхностно-активных веществ, получая тем самым систему обработки, которая направлена на решение связанных с окружающей средой, безопасностью и обработкой, а также с экономикой проблем промышленности, использующей такие способы бурения.
Буровые растворы, получаемые с использованием анионного диспергированного полимера по настоящему изобретению, не вызывают флоккуляции бентонита в бентонит-содержащих глинистых растворах для бурения, и по этой причине имеют значительно увеличенное время использования, по сравнению с бентонит-содержащими буровыми растворами, полученными из сухих полимеров сходного состава.
Также, когда анионный диспергированный полимер по настоящему изобретению используют для приготовления бентонит-содержащих глинистых растворов для бурения, требуется меньшее количество бентонита для приготовления глинистого раствора для бурения, имеющего такие же подъемные характеристики, как и соответствующая композиция, приготовленная с использованием сухих полимеров, что приводит к увеличению срока службы бурового долота. Это дает возможность конечному пользователю получить экономию в отношении к бентониту, а также экономию, связанную с менее частой заменой буровых долот.
Подробное описание изобретения
Определение терминов
"Анионный диспергированный полимер" означает анионный водорастворимый полимер, диспергированный в водной сплошной фазе, содержащей одну или несколько неорганических солей.
характерные примеры дисперсионной полимеризации водорастворимых анионных мономеров в сплошной водной фазе можно найти в патентах США №№5605970; 5837776; 5985992; и 6265477 и в заявке РСТ №US01/10867, которые включаются сюда в качестве ссылок.
Диспергированные полимеры приготавливают путем объединения воды, одной или нескольких неорганических солей, одного или нескольких водорастворимых анионных и неионных мономеров, каких-либо используемых при полимеризации добавок, таких как хелатообразователи, буферы для установления pH или агенты передачи цепи, и водорастворимого стабилизирующего полимера. Кроме того, к смеси могут добавляться другие технологические, модифицирующие структуру и/или стабилизирующие агенты. Всю эту смесь или ее часть загружают в реактор, снабженный мешалкой, термопарой, трубкой для продувки азота и конденсатором для воды. Раствор энергично перемешивают, нагревают до желаемой температуры, а затем добавляют водорастворимый инициатор. Через раствор продувают азот, при этом поддерживают постоянную температуру и осуществляется перемешивание в течение нескольких часов. В процессе реакции формируется дисперсная фаза, содержащая водорастворимый полимер. Часть реакционной смеси, содержащая какое-либо сочетание исходных материалов, может добавляться в полупериодическом режиме в течение хода полимеризации, для улучшения технологических параметров и для воздействия на состав или молекулярную массу полимера. По прошествии этого времени продукты охлаждают до комнатной температуры и загружают в реактор всевозможные пост-полимеризационные добавки. Сплошные водные дисперсии или водорастворимые полимеры представляют собой текучие жидкости с вязкостью продукта, равной примерно от 50 примерно до 10000 сантипуаз (сП), измеренной при низких скоростях сдвига.
Неорганические соли, пригодные для приготовления анионного диспергированного полимера, включают в себя неорганические или органические сульфаты, фосфаты, хлориды, фториды, цитраты, ацетаты, тартраты, гидрофосфаты или их смеси. Предпочтительные соли включают в себя сульфат аммония, сульфат натрия, сульфат магния, сульфат алюминия, гидрофосфат аммония, гидрофосфат натрия, гидрофосфат калия, хлорид натрия и хлорид аммония. Соли используются в водном растворе, как правило, имеющем совокупную общую концентрацию в смеси продукта, равную или превышающую 15 процентов массовых, в смеси продукта.
Дополнительные катионные соли могут использоваться для приготовления анионных диспергированных полимеров сами по себе или в сочетании с указанными выше неорганическими солями. Предпочтительные катионные соли включают в себя галогениды тетраалкиламмония, имеющие от 4 до 22 атомов углерода, замещенные галогениды тетраалкиламмония, имеющие от 4 до 22 атомов углерода, галогениды арилтриалкиламмония, имеющие от 9 до 22 атомов углерода, и галогениды замещенного арилтриалкиламмония, имеющие от 9 до 22 атомов углерода. Характерные предпочтительные катионные соли включают в себя цетилпиридиний хлорид, цетилметиламмоний хлорид и бензилтриэтиламмоний хлорид.
Стабилизаторы, используемые для приготовления анионных диспергированных полимеров, как правило, включают в себя анионно заряженные водорастворимые полимеры, имеющие молекулярную массу примерно от 10000 примерно до 10000000, а предпочтительно примерно от 1000000 примерно до 3000000. Стабилизирующий полимер должен быть растворимым или слабо растворимым в растворе соли и должен быть растворимым в воде. Стабилизатор используют в количестве примерно от 1 примерно до 20 мас.% по отношению к общей массе диспергированного полимера.
Характерные анионные стабилизаторы включают в себя, но не ограничиваются этим, полиакриловую кислоту, поли(мет)акриловую кислоту, поли(2-акриламидо-2-метил-1-пропансульфоновую кислоту), сополимеры 2-акриламидо-2-метил-1-пропансульфоновой кислоты и анионного сомономера, выбранного из акриловой кислоты и метакриловой кислоты, полимеры одного или нескольких анионных мономеров и одного или нескольких неионных мономеров, и соли натрия указанных выше анионных стабилизаторов.
Компоненты неионных стабилизаторов или диспергаторов также могут использоваться сами по себе или в сочетании с анионными стабилизаторами, описываемыми здесь, для приготовления анионных диспергированных полимеров. Характерные неионные компоненты включают в себя, но не ограничиваются этим, поливиниловый спирт, поливинилпирролидинон, полиэтиленгликоль, полипропиленгликоль, полиэтиленоксид, полиэтилен, растворимый крахмал, эпихлоргидрин/диметиламин, поли(N-винилпиридин), и тому подобное.
Компоненты катионных стабилизаторов или диспергаторов также могут использоваться сами по себе или в сочетании с анионными и неионными стабилизаторами, описываемыми здесь, для приготовления анионных диспергированных полимеров. Пригодные для использования катионные стабилизаторы включают в себя, но не ограничиваются этим, поли(диаллилдиметиламмоний хлорид), поли(четвертичную соль диметиламиноэтилакрилат метилхлорида), сополимер акриламида/четвертичной соли диметиламиноэтил акрилат бензилхлорида и сополимер диаллилдиметиламмоний хлорида/четвертичной соли диметиламиноэтил акрилат бензилхлорида.
Многофункциональный спирт, такой как глицерин или этиленгликоль, также может быть включен в систему полимеризации. Формирование мелкодисперсных частиц легко осуществляется в присутствии этих спиртов.
Реакцию полимеризации инициируют с помощью любых средств, которые приводят к генерированию соответствующего свободного радикала. Инициирование может индуцироваться посредством использования любого количества обычных систем, включая термическую, фотохимическую или сопряженную окислительно-восстановительную системы инициирования. Термически полученные радикалы, в которых радикальные частицы получают в результате термической гомолитической диссоциации водорастворимого азосоединения, соединения пероксида, перекиси водорода и сложного перэфира, являются предпочтительными. Особенно предпочтительные инициаторы представляют собой азосоединения, включая 2,2′-азобис(2-амидинопропан)дигидрохлорид и 2,2′-азобис(N,N'-диметиленизобутиламин)гидрохлорид, и тому подобное.
В реакционную смесь перед инициированием полимеризации мономеров можно добавлять затравочный полимер с целью облегчения получения мелкодисперсных частиц. Затравочный полимер представляет собой водорастворимый полимер, нерастворимый в водном растворе иполивалентной анионной соли. Композиция мономеров затравочного полимера не должна быть идентичной композиции водорастворимого полимера, формирующегося во время полимеризации. Затравочный полимер предпочтительно представляет собой полимер, полученный с помощью описанного здесь способа дисперсионной полимеризации.
Поскольку диспергированные полимеры не содержат поверхностно-активных веществ или нефти, диспергированные полимеры являются безвредными для окружающей среды. Более того, отсутствие нефти в диспергированных полимерах приравнивает их к таким полимерам, которые имеют практически нулевое содержание летучих органических веществ (VOC), и значительно уменьшенную биологическую потребность в кислороде (BOD), углекислородную потребность и общее количество органического углерода (COD), по сравнению с обычными полимерами в обращенных эмульсиях. В этом заключается другое преимущество таких полимеров для окружающей среды.
"Анионный мономер" означает мономер, как здесь определено, который обладает суммарным отрицательным зарядом. Характерные анионные мономеры включают в себя (мет)акриловую кислоту, и ее соли, включая, но, не ограничиваясь этим, акриловую кислоту, акрилат натрия, акрилат аммония, метакриловую кислоту, метакрилат натрия и метакрилат аммония; 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновую кислоту (AMPS) и ее натриевую соль; винилсульфоновую кислоту и ее соли, включая винилсульфонат натрия; стиролсульфоновую кислоту и ее соли; малеиновую кислоту и ее соли, включая, но, не ограничиваясь этим, соль натрия и соль аммония; сульфопропилакрилат или метакрилат, или другие водорастворимые формы этих или других полимеризующихся карбоновых или сульфоновых кислот; сульфометилированный акриламид; аллилсульфонат; итаконовую кислоту, акриламидометилбутановую кислоту; фумаровую кислоту; винилфосфоновую кислоту; аллилфосфоновую кислоту, фосфонометилированный акриламид, и тому подобное.
"(Мет)акриловая кислота" означает акриловую кислоту или метакриловую кислоту, или их соль.
"(Мет)акриламид" означает акриламид или метакриламид.
"Мономер" означает полимеризующееся аллильное, винильное или акрильное соединение. Мономер может быть анионным, катионным или неионным. Винильные мономеры являются предпочтительными, акрильные мономеры являются более предпочтительными.
"Неионный мономер" обозначает мономер, как здесь определено, который является электрически нейтральным. Репрезентативные неионные водорастворимые мономеры включают в себя акриламид, метакриламид, N-метилакриламид, N,N-диметилакриламид, N,N-диэтилакриламид, N-изопропилакриламид, N-винилформамид, N-винилметилацетамид, диметилгидроксипропил (мет)акрилат, гидроксиэтилметакрилат, гидроксиэтилакрилат, гидроксипропилакрилат, гидроксипропилметакрилат, N-трет-бутилакриламид, N-метилолакриламид, винилацетат, акрилонитрил, 2-этилгексилакрилат, и тому подобное.
"RSV" означает Reduced Specific Viscosity (относительную удельную вязкость). В ряду полимерных гомологов, которые являются по существу линейными и хорошо сольватированными, измерения "относительной удельной вязкости (RSV)" для разбавленных полимерных растворов дают указания на длину цепи полимера и среднюю молекулярную массу, согласно Paul J.Flory, "Principles of Polymer Chemistry", Cornell University Press, Ithaca, NY, © 1953, Chapter VII, "Determination of Molecular Weights", pp.266-316. Значение RSV измеряют при заданной концентрации полимера и температуре и вычисляют следующим образом:
где η = вязкость полимерного раствора;
η0 = вязкость растворителя при той же температуре;
c = концентрация полимера в растворе.
Единицы концентрации "c" представляют собой (граммы/100 мл или г/декалитр). По этой причине единицы RSV представляют собой дл/г. В данной заявке на патент для измерения значений RSV используют 1,0 молярный раствор нитрата натрия. Концентрация полимера в этом растворителе измеряется примерно при 0,045 г/дл. Значение RSV измеряется при 30°C. Значения вязкости η и η0 измеряют с использованием полумикровискозиметра для разбавленных растворов Cannon Ubbelohde, размер 75. Вискозиметр устанавливают в точном вертикальном положении при постоянной температуре бани, установленной на 30±0,02°C. Ошибка прибора при вычислении RSV составляет примерно 2 дл/г. Когда два полимерных гомолога в ряду имеют сходные значения RSV, это является указанием на то, что они имеют близкие молекулярные массы.
Предпочтительные воплощения
Типичные дисперсии анионных полимеров по настоящему изобретению имеют значения RSV примерно от 10 примерно до 50, и содержат примерно от 10 примерно до 35 процентов активного вещества полимера.
Анионные полимеры по настоящему изобретению имеют молекулярную массу, по меньшей мере, примерно 100000, где верхний предел молекулярной массы ограничивается только растворимостью полимера в буровом растворе. Предпочтительные анионные полимеры имеют молекулярную массу, равную, по меньшей мере, одному миллиону, а более предпочтительно, полимеры имеют молекулярную массу, равную, по меньшей мере, пяти миллионам.
В предпочтительном аспекте настоящего изобретения анионный диспергированный полимер состоит из одного или нескольких анионных мономеров, а один или несколько неионных мономеров выбирают из группы, состоящей из акриламида и метакриламида.
В другом предпочтительном аспекте, анионные мономеры выбирают из группы, состоящей из акриловой кислоты, метакриловой кислоты и 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, и их солей.
В другом предпочтительном аспекте диспергированный полимер представляет собой сополимер акриламида/акриловой кислоты.
В другом предпочтительном аспекте диспергированный полимер состоит из примерно от 2 примерно до 50 мольных процентов акриловой кислоты.
Буровой раствор в соответствии с настоящим изобретением, как правило, состоит из пресной воды, солевого раствора или морской воды и примерно от 0,02 фунта примерно до 2,5 фунта на баррель, предпочтительно, примерно от 0,12 фунта примерно до 0,5 фунта на баррель, в расчете на активные полимеры, анионного диспергированного полимера.
Буровой раствор на водной основе предпочтительно содержит до 10 процентов массовых, предпочтительно, до 5 процентов, а более предпочтительно, 4-5 процента массовых глины.
Предпочтительные глины включают в себя смектитные глины, такие как монтмориллониты (бентонит), а также, типы глин со смешанными слоями - аттапульгит и сепиолит.
Однако известно, что добавление полимеров акриламида/акриловой кислоты к бентонит-содержащим глинистым растворам для бурения может приводить к начальному росту вязкости, со следующим затем понижением вязкости, когда добавляют дополнительный полимер в результате флоккуляции бентонита и природных глин, присутствующих в формации. Эта флоккуляция может приводить к увеличению прочности геля из жидкости до такой степени, что это сделает невозможным соответствующее осаждение вырубленных кусочков породы, тем самым, понижая эффективное время использования бурового раствора. Это увеличение прочности геля компенсируется до некоторой степени путем добавления дополнительных разжижающих агентов, таких как каустическая соль и квебрахо, и комплексов лигносульфатов.
Авторы обнаружили, что бентонит-содержащие буровые растворы, приготовленные с использованием анионных диспергированных полимеров, не вызывают флоккуляции бентонита и по этой причине имеют значительно увеличенное время использования по сравнению с бентонит-содержащими буровыми растворами, приготовленными из сухих полимеров сходной композиции, требуя при этом пониженных уровней разжижающих агентов, и тому подобное.
Авторы также обнаружили, что использование анионных диспергированных полимеров делает возможным приготовление буровых растворов, которые требуют меньшего количества бентонита, чем требуется для приготовления бурового раствора, имеющего такие же подъемные характеристики, как и соответствующая композиция, приготовленная с использованием сухих полимеров. Уменьшение количества твердых продуктов, таких как бентонит, в (глинистом) растворе для бурения приводит к увеличению срока службы бурового долота, что, в свою очередь, приводит к экономии на стоимости долот и к дополнительной экономии на стоимости работы по замене долота, поскольку не является необходимым менять их так часто. Уменьшение количества бентонита в буровом растворе приводит к дополнительной экономии.
Буровые растворы по настоящему изобретению имеют значения pH, находящиеся в пределах примерно между 7 и примерно 12, предпочтительно, в пределах примерно между 8,5 и примерно 10, и вязкость примерно от 20 примерно до 80 сек, предпочтительно, примерно от 40 примерно до 50 сек (конус Марша).
Буровой раствор на водной основе может содержать другие обычные добавки, включая электролиты, агенты для установления pH, смазывающие вещества, бактерициды, пеногасители, агенты для контроля железа, вспенивающие агенты, такие как поверхностно-активные вещества, газы или ожиженные газы, жидкости для гидроразрыва пласта, разжижители, агенты для повышения вязкости, такие как крахмал, модифицированный крахмал, ксантановая смола, полимер гидроксиэтилцеллюлозы, и тому подобное, агенты для увеличения плотности, такие как бариты и гематит, и неорганические соли, которые способствуют ингибированию гидратации сланцев, включая хлорид натрия, хлорид калия, хлорид кальция, карбонат калия, ацетат натрия, сульфат кальция, и тому подобное.
Буровой раствор готовят путем смешивания анионного диспергированного полимера и любых дополнительных обычных добавок к буровому раствору, в пресной воде, солевом растворе или морской воде.
Анионный диспергированный полимер можно добавлять непосредственно в буровой раствор или, предпочтительно, разбавлять пресной водой, солевым раствором или морской водой, до концентрации примерно от 0,02 фунта примерно до 2,5 фунта на баррель, предпочтительно, примерно от 0,12 фунта примерно до 0,5 фунта на баррель, по отношению к активному веществу полимера, до смешивания с буровым раствором. Благодаря простоте манипуляций и быстрому растворению полимера, по сравнению с продуктом сухого полимера, приготовление осуществляется быстро, уменьшая стоимость оборудования и работы, связанную с приготовлением бурового раствора. Быстрое растворение анионного диспергированного полимера также облегчает последовательные приращения вязкости бурового раствора, которые могут потребоваться в связи с природой конкретной операции бурения.
Использование анионных диспергированных полимеров, описанных здесь, также дает возможность для значительного уменьшения потребления воды, по сравнению с использованием продуктов типа сухих анионных полимеров, делая возможным приготовление буровых растворов, имеющих концентрацию полимера до 2,5 фунта на баррель, в расчете на сухой продукт полимера, при этом, по-прежнему, давая простой в обращении продукт.
Описанный здесь буровой раствор на водной основе может использоваться в любом обычном способе бурения, таким же образом, как и известные буровые растворы на водной основе. Например, при типичной операции бурения, буровые растворы закачивают вниз по полой бурильной колонне через сопла в долоте в забое скважины, и назад через кольцевой зазор формируемый отверстием или обсадной трубой и буровой колонной, на поверхность. После достижения поверхности буровой раствор проходит через ряд вибрационных сит, танков-отстойников, гидроциклонов и центрифуг для удаления остатков пласта, вынесенных на поверхность. После этого его обрабатывают добавками для получения желаемого набора свойств; закачивают назад в скважину, и цикл повторяется.
Буровой раствор можно готовить заранее до реального бурения, или, альтернативно, анионный диспергированный полимер можно добавлять в буровой раствор в скважине по ходу путем инжекции в систему циркуляции (глинистого) раствора для бурения в любой одной или большем числе точек из нескольких точек, включая, например, прием бурового насоса, лоток (бункер), приемный резервуар для (глинистого) раствора для бурения, возвратную линию (перед системой удаления твердых продуктов бурения), бурильную колонну, и тому подобное.
Буровой раствор должен контролироваться путем регулярного отбора и анализа образцов для поддержания адекватной концентрации полимера.
Все указанное выше может быть понято лучше со ссылкой на следующие далее примеры, которые представлены для целей иллюстрации и, как предполагается, не ограничивают рамок настоящего изобретения.
Пример 1
Содержащий 22,7% продуктов твердого полимера акриламидный/акриловый диспергированный полимер с составом 70/30-мольных процентов синтезируют следующим образом.
Реакционную колбу объемом 1500 см3 соединяют с механической мешалкой, термопарой, конденсатором, трубкой для продувки азота, устройством для добавления и нагревательной лентой. В эту реакционную колбу добавляют раствор, полученный путем объединения 356,6 г деионизованной воды, 64 г сульфата натрия, 84 г сульфата аммония, 2,8 г формиата натрия, 85,0 г 16% водного раствора анионного полимерного стабилизатора (доступного от Ondeo Nalco Company, Naperville, IL), 329,6 г 48,4% водного раствора акриламида (доступного от Ondeo Nalco Company), 0,40 г тетранатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты, 69,30 г акриловой кислоты (доступной от Rohm and Haas Texas, Inc., Deer Park, TX) и 4,0 г 50% водного раствора гидроксида натрия. Реакционный раствор мономеров нагревают до 35°C при тщательном перемешивании. К гомогенному реакционному раствору мономеров добавляют 1,0 г 1% водного раствора VA044 (2,2′-азобис-(N,N′-диметиленизобутирамидин)дигидрохлорида, доступного от Wako Chemicals USA, Inc., Richmond, VA). Полимеризацию осуществляют в атмосфере N2 при 35°C при тщательном перемешивании. По истечении общего времени реакции 6 часов к реакционной смеси добавляют 2,0 г 1% водного раствора VA044. Реакционную смесь выдерживают при 35°C в течение ночи. На следующий день добавляют 2,0 г 10% водного раствора VA044 и температуру реакции поддерживают в течение еще 2 часов до того, как реакционную смесь охлаждают и удаляют из реактора. Продукт этой реакции представляет собой молочно-белую жидкость (700 сП, RSV равно 33,7 дл/г).
Пример 2
Приготовление типичного бурового раствора
Полимер примера 1 добавляют к воде в емкости для разбавления, используя насос Вентури, с получением концентрации полимера 0,33 фунта на баррель в расчете на активные полимеры. Емкость для разбавления снабжена мешалкой для перемешивания раствора. После приготовления полимерного раствора, бентонитную глину, 10 фунтов на баррель, добавляют к раствору полимера для формирования бурового раствора.
Сравнение бурового раствора, приготовленного выше, с буровым раствором, приготовленным из сухого анионного полимера со сходной композицией, при операции водного бурения в южной Европе, показывает, что буровой раствор по настоящему изобретению не вызывает флоккуляции бентонита и имеет значительно увеличенное время использования, по сравнению с буровым раствором, приготовленным с использованием соответствующего сухого полимера.
Хотя настоящее изобретение описывается в деталях, для целей иллюстрации, нужно понимать, что эти детали служат исключительно для такой цели, и что многочисленные модификации, вариации и изменения могут быть проделаны здесь специалистами в данной области без отклонения от сути и объема настоящего изобретения, кроме того, как оно ограничивается формулой изобретения. Все изменения, которые попадают в значения и пределы эквивалентности формулы изобретения, должны охватываться его объемом.
Claims (12)
1. Способ бурения скважины сквозь подземную формацию, включающий в себя циркуляцию через скважину бурового раствора на водной основе, имеющего рН от 7 до 12 и вязкость от 20 до 80 с (конус Марша), где указанный буровой раствор готовят путем смешивания пресной воды, солевого раствора или морской воды и от 0,3 фунта до 2,5 фунта на баррель в расчете на активное вещество полимера одного или нескольких анионных диспергированных полимеров, где анионные диспергированные полимеры состоят из от около примерно 2 до около примерно 98 моль.% одного или нескольких анионных мономеров и от около 98 до около 2 моль.% одного или нескольких неионных мономеров, и где анионные диспергированные полимеры имеют значение RSV, равное примерно от около 10 до около 50 дл/г.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что неионные мономеры выбирают из группы, состоящей из акриламида и метакриламида.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что анионные мономеры выбирают из группы, состоящей из акриловой кислоты, метакриловой кислоты и 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты и их солей.
4. Способ по п.2, отличающийся тем, что диспергированный полимер представляет собой сополимер акрил амида/акриловой кислоты.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что диспергированный полимер состоит из от 2 до 50 моль.% акриловой кислоты.
6. Способ по п.2, отличающийся тем, что буровой раствор содержит пресную воду, солевой раствор или морскую воду и содержит до 10 мас.%, глины.
7. Способ по п.6, отличающийся тем, что глина представляет собой бентонит.
8. Способ по п.7, отличающийся тем, что буровой раствор содержит от 4 до 5 мас.%, бентонита.
9. Способ по п.2, отличающийся тем, что скважину используют для извлечения нефти или газа из подземных формаций.
10. Способ по п.2, отличающийся тем, что скважину используют для извлечения воды из подземных формаций.
11. Буровой раствор на водной основе, используемый при бурении скважин сквозь подземные формации, имеющий рН от 7 до 12 и вязкость от 20 до 80 с (конус Марша), где указанный буровой раствор готовят путем смешивания пресной воды, солевого раствора или морской воды и от 0,3 до 2,5 фунта на баррель в расчете на активное вещество полимера одного или нескольких анионных диспергированных полимеров, где анионные диспергированные полимеры состоят из от около 2 до около 98 моль.% одного или нескольких анионных мономеров и от около 98 до около 2 моль.% одного или нескольких неионных мономеров, и где анионные диспергированные полимеры имеют значение RSV, равное примерно от около 10 до около 50 дл/г.
12. Буровой раствор по п.11, отличающийся тем, что он дополнительно содержит один или несколько электролитов, агентов для установления рН, смазывающих веществ, бактерицидов, разжижителей геля, агентов для контроля железа, вспенивающих агентов, газов, ожиженных газов, расклинивающих агентов, разжижителей, агентов для повышения вязкости, агентов для увеличения плотности и ингибиторов гидратации сланцев.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/173,253 | 2002-06-17 | ||
| US10/173,253 US6831042B2 (en) | 2002-06-17 | 2002-06-17 | Use of anionic dispersion polymers as viscosity modifiers in aqueous drilling fluids |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005100845A RU2005100845A (ru) | 2006-06-10 |
| RU2301244C2 true RU2301244C2 (ru) | 2007-06-20 |
Family
ID=29733289
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005100845/03A RU2301244C2 (ru) | 2002-06-17 | 2003-06-16 | Использование анионных диспергированных полимеров в качестве модификаторов вязкости буровых растворов на водной основе |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6831042B2 (ru) |
| EP (1) | EP1551935B1 (ru) |
| JP (1) | JP2005530007A (ru) |
| CN (1) | CN1662627A (ru) |
| AU (1) | AU2003247539B2 (ru) |
| BR (1) | BR0311487B1 (ru) |
| CA (1) | CA2486407C (ru) |
| DK (1) | DK1551935T3 (ru) |
| MX (1) | MXPA04012427A (ru) |
| NO (1) | NO338071B1 (ru) |
| RU (1) | RU2301244C2 (ru) |
| WO (1) | WO2003106586A1 (ru) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2458959C1 (ru) * | 2011-04-13 | 2012-08-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) | Безглинистый буровой раствор |
| RU2459851C1 (ru) * | 2011-03-31 | 2012-08-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) | Безглинистый буровой раствор |
| RU2527102C2 (ru) * | 2009-02-16 | 2014-08-27 | Шеврон Филлипс Кемикал Компани Лп | Жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения |
| RU2545193C2 (ru) * | 2009-07-10 | 2015-03-27 | Налко Компани | Способ уменьшения вязкости углеводородных текучих сред |
| RU2609804C2 (ru) * | 2011-07-04 | 2017-02-06 | С.П.С.М. Са | Способ отбора пробы полимерных растворов, используемых в подземных пластах месторождений |
| RU2776818C1 (ru) * | 2021-07-12 | 2022-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Ингибирующий буровой раствор |
Families Citing this family (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7572755B2 (en) * | 2000-12-29 | 2009-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid comprising a vinyl neodecanoate polymer and method for enhanced suspension |
| GB0221171D0 (en) * | 2002-09-13 | 2002-10-23 | Mbt Holding Ag | Method |
| AU2003285254A1 (en) * | 2002-12-02 | 2004-06-23 | Genesis International Oilfield Services Inc. | Drilling fluid and methods of use thereof |
| US20050215439A1 (en) * | 2004-03-29 | 2005-09-29 | Blair Cecil C | Clay stabilization in sub-surface formations |
| US7523784B2 (en) * | 2007-01-11 | 2009-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of using humic acid grafted fluid loss control additives in cementing operations |
| US7576040B2 (en) * | 2007-01-11 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising humic acid grafted fluid loss control additives |
| US20100044048A1 (en) * | 2008-07-25 | 2010-02-25 | Century Oilfield Services Inc. | Non-toxic, green fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use |
| WO2010044059A1 (en) * | 2008-10-13 | 2010-04-22 | Schlumberger Canada Limited | Self-viscosifying and self-breaking gels |
| US8865632B1 (en) | 2008-11-10 | 2014-10-21 | Cesi Chemical, Inc. | Drag-reducing copolymer compositions |
| CN102268123B (zh) * | 2011-06-10 | 2013-01-09 | 陕西国防工业职业技术学院 | 一种油田钻井堵漏用高吸水材料的制备方法 |
| US9751781B2 (en) | 2012-03-20 | 2017-09-05 | The Research Foundation For The State University Of New York | Method to separate lignin-rich solid phase from acidic biomass suspension at an acidic pH |
| CN103013467B (zh) * | 2012-12-22 | 2013-09-25 | 中国石油大学(华东) | 一种无粘土单向封堵钻井液 |
| CN103194189B (zh) * | 2013-04-11 | 2016-08-03 | 中国石油大学(华东) | 一种保护煤层气储层的钻井液 |
| CN103773336B (zh) * | 2014-01-26 | 2016-08-17 | 中交武汉港湾工程设计研究院有限公司 | 一种海水泥浆调节剂 |
| CN104357028A (zh) * | 2014-09-30 | 2015-02-18 | 苏州长盛机电有限公司 | 一种水基钻井液增粘剂及其制备方法 |
| US10351764B2 (en) | 2015-01-15 | 2019-07-16 | Imertech Sas | Foam forming compositions comprising a particulate inorganic material |
| US9464487B1 (en) | 2015-07-22 | 2016-10-11 | William Harrison Zurn | Drill bit and cylinder body device, assemblies, systems and methods |
| US10035946B2 (en) * | 2016-02-23 | 2018-07-31 | Ecolab Usa Inc. | Hydrazide crosslinked polymer emulsions for use in crude oil recovery |
| CN106675533A (zh) * | 2016-12-23 | 2017-05-17 | 北京奥凯立科技发展股份有限公司 | 一种钻井液用接枝淀粉降滤失剂及其制备方法 |
| JP6981725B2 (ja) * | 2017-02-03 | 2021-12-17 | 栗田工業株式会社 | 掘削泥水の劣化抑制剤及び劣化抑制方法 |
| EP3688113A4 (en) * | 2017-09-28 | 2021-06-23 | Cargill, Incorporated | REFINED BETA-GLUCANES AND METHODS FOR MAINTAINING THE FILTRABILITY OF BETA-GLUCAN COMPOSITIONS AT VARIOUS SALINITIES |
| CN114350332B (zh) * | 2020-08-26 | 2023-01-31 | 中国石油大学(北京) | 仿生与双疏高效能水基钻井液 |
| CN115947887B (zh) * | 2021-10-08 | 2024-02-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 钻井液用增粘剂及其制备方法和应用 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3323603A (en) * | 1964-11-12 | 1967-06-06 | Pan American Petroleum Corp | Drilling fluid containing acrylic acidacrylamide copolymer and method of drilling therewith |
| US4499214A (en) * | 1983-05-03 | 1985-02-12 | Diachem Industries, Inc. | Method of rapidly dissolving polymers in water |
| US4600515A (en) * | 1984-09-12 | 1986-07-15 | National Starch And Chemical Corporation | Fluid loss control agents for drilling fluids containing divalent cations |
| US4741843A (en) * | 1986-09-26 | 1988-05-03 | Diamond Shamrock Chemical | Fluid loss control additives and drilling fluids containing same |
| US5028341A (en) * | 1990-12-31 | 1991-07-02 | Baroid Technology, Inc. | Well servicing fluid |
| RU2104292C1 (ru) * | 1995-01-13 | 1998-02-10 | Акционерное общество закрытого типа научно-производственное предприятие "Хемекс Дор" | Термосолестойкий буровой раствор |
| RU2105014C1 (ru) * | 1995-01-13 | 1998-02-20 | Акционерное общество закрытого типа научно-производственное предприятие "Хемекс Дор" | Сополимер (мет)акриловой кислоты, (мет)акриламида и нитрила акриловой кислоты |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4087365A (en) * | 1974-01-28 | 1978-05-02 | American Colloid Company | Super-yield bentonite base drilling fluid |
| US4293427A (en) * | 1979-03-09 | 1981-10-06 | Milchem Incorporated | Drilling fluid containing a copolymer filtration control agent |
| MX169321B (es) * | 1987-12-14 | 1993-06-29 | Nalco Chemical Co | Composicion polimerica y metodo mejorado para reducir la perdida de fluidez de los lodos de perforacion y composiciones de cementacion. |
| US5032295A (en) * | 1989-04-25 | 1991-07-16 | National Starch And Chemical Investment Holding Corporation | Polymers for use in drilling muds |
| US5208216A (en) * | 1991-06-13 | 1993-05-04 | Nalco Chemical Company | Acrylamide terpolymer shale stabilizing additive for low viscosity oil and gas drilling operations |
| US5985992A (en) * | 1997-12-10 | 1999-11-16 | Cytec Technology Corp. | Anionic polymer products and processes |
-
2002
- 2002-06-17 US US10/173,253 patent/US6831042B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-06-16 WO PCT/US2003/019049 patent/WO2003106586A1/en not_active Ceased
- 2003-06-16 EP EP03760425A patent/EP1551935B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-06-16 BR BRPI0311487-2A patent/BR0311487B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2003-06-16 AU AU2003247539A patent/AU2003247539B2/en not_active Ceased
- 2003-06-16 DK DK03760425.3T patent/DK1551935T3/da active
- 2003-06-16 CN CN038141809A patent/CN1662627A/zh active Pending
- 2003-06-16 CA CA2486407A patent/CA2486407C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-06-16 JP JP2004513401A patent/JP2005530007A/ja active Pending
- 2003-06-16 MX MXPA04012427A patent/MXPA04012427A/es active IP Right Grant
- 2003-06-16 RU RU2005100845/03A patent/RU2301244C2/ru active
-
2005
- 2005-01-10 NO NO20050112A patent/NO338071B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3323603A (en) * | 1964-11-12 | 1967-06-06 | Pan American Petroleum Corp | Drilling fluid containing acrylic acidacrylamide copolymer and method of drilling therewith |
| US4499214A (en) * | 1983-05-03 | 1985-02-12 | Diachem Industries, Inc. | Method of rapidly dissolving polymers in water |
| US4600515A (en) * | 1984-09-12 | 1986-07-15 | National Starch And Chemical Corporation | Fluid loss control agents for drilling fluids containing divalent cations |
| US4741843A (en) * | 1986-09-26 | 1988-05-03 | Diamond Shamrock Chemical | Fluid loss control additives and drilling fluids containing same |
| US5028341A (en) * | 1990-12-31 | 1991-07-02 | Baroid Technology, Inc. | Well servicing fluid |
| RU2104292C1 (ru) * | 1995-01-13 | 1998-02-10 | Акционерное общество закрытого типа научно-производственное предприятие "Хемекс Дор" | Термосолестойкий буровой раствор |
| RU2105014C1 (ru) * | 1995-01-13 | 1998-02-20 | Акционерное общество закрытого типа научно-производственное предприятие "Хемекс Дор" | Сополимер (мет)акриловой кислоты, (мет)акриламида и нитрила акриловой кислоты |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2527102C2 (ru) * | 2009-02-16 | 2014-08-27 | Шеврон Филлипс Кемикал Компани Лп | Жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащие катионные полимеры, и способы их применения |
| RU2545193C2 (ru) * | 2009-07-10 | 2015-03-27 | Налко Компани | Способ уменьшения вязкости углеводородных текучих сред |
| RU2459851C1 (ru) * | 2011-03-31 | 2012-08-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) | Безглинистый буровой раствор |
| RU2458959C1 (ru) * | 2011-04-13 | 2012-08-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) | Безглинистый буровой раствор |
| RU2609804C2 (ru) * | 2011-07-04 | 2017-02-06 | С.П.С.М. Са | Способ отбора пробы полимерных растворов, используемых в подземных пластах месторождений |
| RU2776818C1 (ru) * | 2021-07-12 | 2022-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Ингибирующий буровой раствор |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MXPA04012427A (es) | 2005-09-21 |
| BR0311487B1 (pt) | 2014-12-16 |
| CA2486407A1 (en) | 2003-12-24 |
| RU2005100845A (ru) | 2006-06-10 |
| CN1662627A (zh) | 2005-08-31 |
| DK1551935T3 (da) | 2012-02-27 |
| NO20050112L (no) | 2005-02-07 |
| EP1551935B1 (en) | 2012-01-25 |
| EP1551935A4 (en) | 2007-09-26 |
| US6831042B2 (en) | 2004-12-14 |
| NO20050112D0 (no) | 2005-01-10 |
| CA2486407C (en) | 2010-08-17 |
| US20040005987A1 (en) | 2004-01-08 |
| AU2003247539B2 (en) | 2009-01-08 |
| WO2003106586A1 (en) | 2003-12-24 |
| AU2003247539A1 (en) | 2003-12-31 |
| NO338071B1 (no) | 2016-07-25 |
| EP1551935A1 (en) | 2005-07-13 |
| JP2005530007A (ja) | 2005-10-06 |
| BR0311487A (pt) | 2005-03-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2301244C2 (ru) | Использование анионных диспергированных полимеров в качестве модификаторов вязкости буровых растворов на водной основе | |
| US10023782B2 (en) | Salt-tolerant, thermally-stable rheology modifiers | |
| US6787506B2 (en) | Use of dispersion polymers as friction reducers in aqueous fracturing fluids | |
| EP0491686B1 (en) | Polymers for use in drilling | |
| US7956012B2 (en) | Oil field treatment fluids with viscosified brines | |
| AU2015374328B2 (en) | Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof | |
| EA026370B1 (ru) | Новая водная композиция жидкости для гидроразрыва пласта и способ гидроразрыва пласта, с помощью которого данную жидкость приводят в действие | |
| EP4110838A1 (en) | Water-soluble associative amphoteric polymer as a rheology modifier for subterranean treatments | |
| US12129424B2 (en) | Friction reducers for high TDS brines | |
| US11560510B2 (en) | Aqueous fracturing fluid composition and fracturing process using the composition | |
| RU2793051C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта | |
| US11401458B2 (en) | Friction reducer compositions | |
| AU2003226237B2 (en) | Use of dispersion polymers as friction reducers in aqueous fracturing fluids | |
| BR112019028283B1 (pt) | Composição de polímero líquido ou emulsão inversa | |
| BR112019028283A2 (pt) | composições de polímero de alta estabilidade com compostos de poli(alquil)acrilato para aplicações de recuperação de óleo intensificadas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20100504 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20140909 |
|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20180525 |
|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20180823 |
|
| QC41 | Official registration of the termination of the licence agreement or other agreements on the disposal of an exclusive right |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20140909 Effective date: 20180823 |
|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20180914 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180917 Effective date: 20180917 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180921 Effective date: 20180921 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: SUB-LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180925 Effective date: 20180925 |
|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: CORRECTION TO CHAPTER -QB4A- IN JOURNAL 26-2018 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: SUB-LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180927 Effective date: 20180927 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: SUB-LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180925 Effective date: 20191210 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: SUB-LICENCE FORMERLY AGREED ON 20191213 Effective date: 20191213 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: SUB-LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180927 Effective date: 20200212 |