CN101516983A - 绝热组合物 - Google Patents

绝热组合物 Download PDF

Info

Publication number
CN101516983A
CN101516983A CNA2007800339362A CN200780033936A CN101516983A CN 101516983 A CN101516983 A CN 101516983A CN A2007800339362 A CNA2007800339362 A CN A2007800339362A CN 200780033936 A CN200780033936 A CN 200780033936A CN 101516983 A CN101516983 A CN 101516983A
Authority
CN
China
Prior art keywords
insulating composition
monomer
bbl
hydrogen
fluid
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.)
Granted
Application number
CNA2007800339362A
Other languages
English (en)
Other versions
CN101516983B (zh
Inventor
T·穆哈迈德
D·B·扬
J·B·特伦讷瑞
M·A·亚雷特
F·哈维
M·L·普莱斯
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.)
Baker Hughes Holdings LLC
Original Assignee
Baker Hughes Inc
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 Baker Hughes Inc filed Critical Baker Hughes Inc
Publication of CN101516983A publication Critical patent/CN101516983A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN101516983B publication Critical patent/CN101516983B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08KUse of inorganic or non-macromolecular organic substances as compounding ingredients
    • C08K3/00Use of inorganic substances as compounding ingredients
    • C08K3/34Silicon-containing compounds
    • C08K3/346Clay
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08KUse of inorganic or non-macromolecular organic substances as compounding ingredients
    • C08K9/00Use of pretreated ingredients
    • C08K9/04Ingredients treated with organic substances
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08KUse of inorganic or non-macromolecular organic substances as compounding ingredients
    • C08K9/00Use of pretreated ingredients
    • C08K9/08Ingredients agglomerated by treatment with a binding agent
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C08ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08LCOMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
    • C08L5/00Compositions of polysaccharides or of their derivatives not provided for in groups C08L1/00 or C08L3/00

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Thermal Insulation (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)

Abstract

一种绝热组合物,其包含:水性基质;一种或多种包含一定量的粘土的主要增粘剂;和适量的一种或多种包含磺酸盐部分的聚合物增粘剂。

Description

绝热组合物
技术领域
本申请涉及绝热组合物。
背景技术
在施加、保持或回收热的钻探和生产应用中,绝热设计和效率影响工艺效率。这样的应用包括例如蒸汽注入、北极钻探、地热钻探等。在这样的操作期间,通常使井筒绝热以减少管道、套管和井筒之间的传热。没有有效绝热的情况下,生产管道或输送管内的热可能使井的各部分热膨胀。例如,套管的膨胀可损害周围的水泥或破坏套管与水泥之间的粘结。井可崩塌,流体可从生产管道或输送管内泄漏,和/或套管可由于热应力而变形或损坏。
包含聚合物增粘剂的流体具有用于绝热组合物中的潜力。遗憾的是,聚合物增粘剂在温度随时间波动的情况下趋向于絮凝。最终,聚合物增粘剂的絮凝趋向于导致水分离和/或分层,这使得该分离的或分层的流体作为绝热组合物不那么有效。
美国专利申请2004/0059054显然试图使用绝热封隔流体(packerfluid)解决前述问题,该绝热封隔流体包含“至少一种超吸水剂聚合物”,其据说“在干燥状态下能够吸收并保持最少其自身重量的水”。
需要如下的绝热组合物:它包含聚合物增粘剂,而且当暴露于水和温差时随时间而保持均匀。
概述
本申请提供包含一种或多种聚合物增粘剂的稳定的绝热组合物。
本申请提供一种绝热组合物,其包含:水性基质;一种或多种包含一定量粘土的主要增粘剂;和适量的一种或多种包含磺酸盐部分的聚合物增粘剂。
在一种实施方案中,本申请提供一种绝热组合物,其包含:水性基质;一种或多种包含一定量海泡石的主要增粘剂;和适量的一种或多种包含磺酸盐部分的聚合物增粘剂。
在一种实施方案中,本申请提供一种绝热组合物,其包含:水性基质;约86kg/m3(30lb/bbl)海泡石粘土;约11.1kg/m3(3.9lb/bbl)2-丙烯酰氨基-2-甲基丙烷磺酸聚合物增粘剂;约2.14kg/m3(0.75lb/bbl)抗絮凝剂;和约60vol%多元醇组分。
附图简要说明
图1是用于测试绝热组合物的试验槽的示意图。
图1a是透视横截面图,其显示围绕图1试验槽周围的热电偶和热流传感器热电偶的相对关系。
图2是实施例2的绝热组合物的Fann 70试验结果的图。
图3是实施例3的绝热组合物的“Model 900”试验结果[600rpm至0.01rpm,4.4℃(40°F)和65.6℃(150°F)]的图。
图4是实施例4的绝热组合物的Fann 35试验结果[93.3℃(200°F)静态老化]的图。
图5是实施例5的绝热组合物的Fann 35试验结果[148.9℃(300°F)静态老化]的图。
图6是实施例6的绝热组合物在静态老化14天之后变化的图。
图7是实施例9的绝热组合物的热导率试验结果的图。
图8是水(实施例10)的对流传热系数(CHTC)试验结果的图。
图9是绝热组合物(实施例10)的对流传热系数(CHTC)试验结果的图。
图10是水和绝热组合物(实施例10)的井筒模型温度曲线的图。
详细描述
本申请提供包含一种或多种聚合物增粘剂的稳定的绝热组合物。该绝热组合物包含水性基质流体、一种或多种包含粘土的主要增粘剂、和一种或多种聚合物增粘剂。在有利的实施方案中,聚合物增粘剂包含磺酸盐部分。在有利的实施方案中,绝热组合物进一步包含一种或多种抗絮凝剂。在有利的实施方案中,绝热组合物进一步包含一种或多种多元醇。
该绝热组合物暴露于温差时是稳定的,或者保持均匀。在一种实施方案中,绝热组合物在暴露于包含45.6℃(150°F)或更高的温度的静态老化条件之后保持均匀14天或更长。在一种实施方案中,绝热组合物在暴露于包含121.1℃(250°F)或更高的温度的静态老化条件之后保持均匀14天或更长。在一种实施方案中,绝热组合物在暴露于包含132.2℃(270°F)或更高的温度的静态老化条件之后保持均匀14天或更长。
生产操作
为了从地层中开采烃类例如天然气和原油,钻孔至含烃开采区中。已经采用许多体系来维持井孔的生产率,以控制来自井孔的烃流体的流动,同时仅容许有限的储油砂层产出和防止自然力造成崩溃和阻断或终止来自井孔的流体流动。
一种体系提供充分深度的井筒空型(casement),其中用钢套管内衬井筒壁,该套管通过其外表面与井筒壁之间的混凝土环形套筒固定到井壁上。此后使钢套管和周围的混凝土环形套筒沿着开采区穿孔以使烃流体从产油层流入套管内部。通常,在采油区上方和下方封闭套管内部,较小直径的“生产管”穿过上部封闭以向烃流体提供至表面的平滑和清洁的流动管道。
生产管道中不希望的热损失以及向外部环形套筒不受控制的热传递会对外部环形套筒的机械完整性不利,导致井的生产率损失。低温和高压的组合会引起井筒中的温度周期变化、盐沉淀、阻碍生产的水合物的形成、石蜡和/或沥青质的沉积。另外,在北极类区域使永冻土不稳定。
本申请提供具有以下性能的绝热组合物:有效减少从生产管道或输送管中的流体向一个或多个围绕的环形套筒和环境的热传递。该绝热组合物还将热量保留在生产管道或输送管中的流体内。
在一种实施方案中,将绝热流体放置在井筒和油管柱之间的环形空间中。当热流体、例如蒸汽或热的气体/油穿过管道时,该绝热流体减少热流体、管道和/或套管之间的对流和传热。在一种实施方案中,钻探操作为生产操作。
热一般通过三种基本模式传递:传导;对流和辐射。辐射通常不是钻探/产油操作期间的要素。自由对流是井筒中传热的主要机理。自由对流是由流体密度随温度变化而引起的流体运动。产油操作期间,绝热组合物的另一特性是冷却时间(CDT),或者在产油中断之后提升管或输送管冷却到水合物形成温度所需的时间。
可以通过使绝热组合物增粘而减少因对流和热传到导致的热损失和CDT。提高流体粘度减少流体运动,由此减少自由环形对流。所希望的绝热组合物的流变分布包括低剪切速率下的高粘度以减少由温差引起的自由对流。另外希望的是高剪切速率下的低粘度,以便促进该绝热流体置于所希望位置。
对流的开始是很低的剪切现象。大部分绝热组合物是非牛顿凝胶,因此在很低的剪切速率下测量粘度。例如,以约0.09sec-1(0.05rpm)、或者以每20分钟约1转测量粘度。
绝热组合物
在一种实施方案中,绝热组合物是封隔流体或提升管(riser)流体。在一种实施方案中,绝热组合物是封隔流体。通常,在环形套筒(annulus)的封隔器上方引入封隔流体。在一种实施方案中,绝热组合物是提升管流体。通常,将提升管流体引入提升管环形套筒中。
当泵送到围绕生产管道或输送管的环形套筒中时,绝热组合物提高该管道或管周围的绝热质量,由此减少生产管道或管中的热损失。通过减少绝热组合物中的自由对流或流体运动,至少部分地减少热损失。通过增加绝热组合物的粘度而减少流体运动。增加绝热组合物的粘度还减少自由环形对流。
在一种实施方案中,绝热组合物在约1rpm或更低和4.4℃(40°F)至65.6℃(150°F)的温度下粘度为约1800cP或更大。在一种实施方案中,绝热组合物在约0.6rpm或更低和4.4℃(40°F)至65.6℃(150°F)的温度下粘度为约3500cP或更大。在一种实施方案中,绝热组合物在约0.2rpm或更低和4.4℃(40°F)至65.6℃(150°F)的温度下粘度为约8000cP或更大。在一种实施方案中,绝热组合物在约0.1rpm或更小和4.4℃(40°F)至65.6℃(150°F)的温度下粘度为约15000cP或以上。在一种实施方案中,绝热组合物在所述温度下显示出所有的前述粘度。
在一种实施方案中,所述绝热组合物在约60rpm或更高和4.4℃(40°F)至65.6℃(150°F)的温度下粘度为约500cP或更小。在一种实施方案中,绝热组合物在约200rpm或更高和4.4℃(40°F)至65.6℃(150°F)的温度下粘度为约300cP或更小。在一种实施方案中,绝热组合物在约200rpm或更高和4.4℃(40°F)至65.6℃(150°F)的温度下粘度为约200cP或更小。在一种实施方案中,绝热组合物在约600rpm或更高和4.4℃(40°F)至65.6℃(150°F)的温度下粘度为约180cP或更小。在一种实施方案中,绝热组合物在所述温度下显示出所有的前述粘度。
可以改变绝热组合物的粘度和密度以满足所希望的水平。密度通常受控制特定的井所需要的流体静压支配。通过操作因素来控制绝热组合物的密度,例如流体的添加剂、增粘剂的水合时间、和低结晶温度(实际结晶温度(TCT)和压力结晶温度(PCT)二者)的要求。通常,绝热组合物具有约1.1kg/L(9lb/gal)至约2.64kg/L(22lb/gal)的密度。
总传热系数(U)定义为:
U=Q/A(ΔT)
其中U的单位为BTU/hr ft2°F(或W/m2℃),Q为热耗率(BTU/hr),A为表面积,(Q/A为热通量),以及ΔT为管表面与外部热电偶流体温度之间的温差。
可以用试验槽测量对流传热系数(U)。基本上任何井筒模型绝热流体试验装置都可以用于进行该试验。实例描述于SPE 73729,Development and Application of Insulating Packer Fluids in theGulf of Mexico,P.Javora等人(2002),其通过引用并入本文。
参照图1和图1a描述合适试验槽的实例。参照图1,试验槽10一般包含由内部管14限定的镗孔(bore)12,其同心安装在第二管16中,形成内部环形套筒18。第二管16同心安装在外部管20中,形成外部环形套筒22。试验槽10具有高度15。内部管14可以由任何适合的材料制成。在该实例中,试验槽10的内部管14为铝。内部管14的镗孔12与热流体源流动连通。在一种实施方案中,该热流体为水。围绕试验槽10的是夹套23以便在试验槽周围冷流体流动,以模拟例如与冷的海水接触。
试验槽10包含三组三个具有热流传感器/热电偶的热电偶(以下有时统称为一组热电偶或热电偶组)。每组热电偶从沿着内部管14的直径在内部管14一个边缘的第一热流传感器/热电偶31沿线A-A’(图1a)延伸并延伸到外部管20。每组热电偶沿着线A-A’、B-B’或C-C’之一布置,这些线围绕试验槽10的周围彼此以大约120°的角度隔开。每组热电偶还沿着试验槽10的高度15与相邻的组基本上等距离。每组热电偶还从内部管开始并沿着线A-A’、B-B’或C-C’之一向外朝着管20延伸彼此基本上等距离放置。
记录热电偶读数和热流传感器。可以用任何适合的记录装置记录该读数。实例为可从Agilent Technologies商购的DigitalMultimeter Model 34405A。将热流体泵送通过镗孔12。在一种实施方案中,热流体为水。在镗孔12的入口或其附近测量热流体的温度,在镗孔12出口或其附近测量离开镗孔的流体温度。流量计测量泵送通过试验槽10的冷流体和热流体的体积。
用任何适合的机械装置将绝热组合物传送到试验槽10的外部环形套筒22中。在一种实施方案中,用蠕动泵来泵送流体。在试验槽10的外部环形套筒22充满后,通常用另一台泵,使冷流体循环通过包围试验槽10的夹套。在一种实施方案中,试验期间使每分钟7加仑3.3℃(38°F)水流动通过水夹套。当绝热组合物冷却到4.4℃(40°F)时,使温度约60℃(140°F)的热流体流动通过镗孔12而开始加热该绝热组合物。将热流体泵送通过镗孔12和将冷流体泵送通过夹套持续约12-16小时。定期获取热电偶和热流传感器读数。在一种实施方案中,每10秒获取读数。
用前述方法测量的绝热组合物的对流传热系数(U)有利地比在相同条件下对水测量的对流传热系数低90%或更大。在一种实施方案中,绝热组合物的对流传热系数比在相同条件下对水测定的对流传热系数低90%以上。在一种实施方案中,绝热组合物的对流传热系数比在相同条件下对水测定的对流传热系数低93%或更大。在一种实施方案中,绝热组合物的对流传热系数比在相同条件下对水测定的对流传热系数低95%或低更多。在一种实施方案中,U为3.09BTU/ft2hr°F(17.55W/m2℃)。该对流传热系数值比水低95.69%。
在一种实施方案中,4.4℃(40°F)时热导率(k)为约0.4W/m℃或更小。在一种实施方案中,4.4℃(40°F)时k为约0.38W/m℃或更小。在一种实施方案中,4.4℃(40°F)时k为约0.36W/m℃或更小。
在一种实施方案中,93.3℃(200°F)时热导率(k)为约0.3W/m℃或更小。在一种实施方案中,93.3℃(200°F)时k为约0.26W/m℃或更小。在一种实施方案中,93.3℃(200°F)时k为约0.22W/m℃或更小。在一种实施方案中,93.3℃(200°F)时k为约0.2W/m℃。
可以在基于海岸(shore-based)设备中制备所述绝热组合物,输送到海上的井上作业船并从中泵送到提升管环形套筒中。这提供混合、临时存储、然后泵送大量流体至井筒和提升管环形套筒中的便利方法而不用钻探平台罐。
该绝热组合物提供环境益处。在有利的实施方案中,由于该组合物不含油,因此如果该组合物溢出,不会产生油光泽。
下面更详细描述绝热组合物。
水性基质
绝热组合物包含水性基质。该水性基质可以是基本上任何水性基质。例如,水性基质可以是淡水或盐水。水性基质还可以包含水包油乳液型流体。
主要增粘剂
绝热组合物包含含粘土的主要增粘剂。措词“粘土”包括一大类以片状结构结合的含有元素镁和/或铝、硅和氧的复合矿物(镁、铝硅酸盐)。该粘土可以是任何可分散在水性基质中而且有效使水性基质增粘的粘土。粘土不认为是“聚合的”。
在一种实施方案中,该粘土选自海泡石、凹凸棒石、膨润土、锂蒙脱石、及其组合。当水性基质为盐水时,该粘土有利地选自海泡石和凹凸棒石。在一种实施方案中,粘土为海泡石。
粘土有助于增稠该绝热组合物以及降低绝热组合物中的自由环形对流。在有利的实施方案中,粘土为海泡石粘土。海泡石粘土包含类似于凹凸棒石的具有细长、针状结构的粘土矿物。海泡石粘土包含纤维性的和无定形的粘土状材料的混合物。海泡石具有下列通式
Mg4Si6O16(OH)2·6H2O
合适的粘土可从许多商业来源获得。海泡石可从位于HuntValley,Maryland的ITC Minerals and Chemicals商购。
在一种实施方案中,所述流体包含约429kg/m3(150lb/bbl)或更小的粘土。在一种实施方案中,流体包含约357.2kg/m3(125lb/bbl)或更小的粘土。在一种实施方案中,流体包含约286kg/m3(100lb/bbl)或更小的粘土。在一种实施方案中,流体包含约143kg/m3(50lb/bbl)或更小的粘土。在一种实施方案中,流体包含约14.3kg/m3(5lb/bbl)或更大的粘土。在一种实施方案中,流体包含约28.6kg/m3(10lb/bbl)或更大的粘土。在一种实施方案中,流体包含约57kg/m3(20lb/bbl)或更大的粘土。在一种实施方案中,流体包含约86kg/m3(30lb/bbl)或更大的粘土。
聚合物增粘剂
尽管许多聚合物增粘剂是可得的,但是许多聚合物增粘剂无法在溶液中长期保持均匀。许多聚合物增粘剂趋向于形成水的顶层,这是不希望的。
在一种实施方案中,聚合物增粘剂包含具有阴离子部分的单体,其有效使聚合物增粘剂在水和相对高的温差的存在下在溶液中长期保持均匀。在一种实施方案中,该阴离子部分是磺酸或磺酸盐单体。
该磺酸/磺酸盐单体还可以包含可聚合的部分,例如乙烯醇部分、丙烯酸盐部分、吡咯烷酮部分、丙烯酰胺部分、苯乙烯部分、及其组合。在有利的实施方案中,该单体包含丙烯酰胺部分。在一种实施方案中,该单体包含磺化丙烯酰胺部分。在一种实施方案中,该单体包含磺化苯乙烯丙烯酰胺部分。
在一种实施方案中,该磺酸盐单体具有下列通式结构:
Figure A20078003393600151
其中R选自具有约1-约4个碳原子的可聚合的烯基;R1和R2选自氢和甲基;和X为阳离子。在一种实施方案中,X为氢。在一种实施方案中,第一水溶性聚合物为2-丙烯酰氨基-2-甲基丙烷磺酸或其碱金属盐(“AMPS”)。合适的AMPS以Baker Hughes Incorporated的商标名KEM-
Figure A20078003393600152
PLUS和PYRO-
Figure A20078003393600153
可购得。
各种单体的摩尔百分数根据存在的单体和其它因素而变化。所述的实施方案只是举例说明性的。
在聚合物增粘剂包含含磺酸盐单体的共聚物时,该共聚物包含少于20mol%的磺酸盐单体。在聚合物增粘剂为丙烯酰胺单体和磺酸盐单体的共聚物的另一实施方案中,该共聚物包含约10mol%或更少的磺酸盐单体。在有利的实施方案中,聚合物增粘剂是丙烯酰胺单体和约10mol%磺酸盐单体的共聚物。在一种实施方案中,该磺酸盐单体为AMPS。
绝热组合物一般包含约0.28kg/m3(0.1lb/bbl)或更大的聚合物增粘剂。绝热组合物一般包含约2.8kg/m3(1lb/bbl)或更大的聚合物增粘剂。绝热组合物一般包含约11kg/m3(3lb/bbl)或更大的聚合物增粘剂。绝热组合物一般包含约34kg/m3(12lb/bbl)或更小的聚合物增粘剂。绝热组合物一般包含约29kg/m3(10lb/bbl)或更小的聚合物增粘剂。绝热组合物一般包含约14.3kg/m3(5lb/bbl)或更小的聚合物增粘剂。在一种实施方案中,绝热组合物包含约0.28kg/m3(0.1lb/bbl)至约35kg/m3(12lb/bbl)聚合物增粘剂。在一种实施方案中,绝热组合物包含约11.1kg/m3(3.9lb/bbl)聚合物增粘剂。
抗絮凝剂
在一种实施方案中,绝热组合物还包含有效防止聚合物增粘剂絮凝的高温抗絮凝剂。抗絮凝剂减小在绝热组合物中形成的聚集体的尺寸,由此使绝热组合物在水存在下和暴露于温差下长期保持基本均匀。
在一种实施方案中,抗絮凝剂使绝热组合物在5年或更长的期间保持基本均匀。在一种实施方案中,抗絮凝剂使绝热组合物在7年或更长的期间保持基本均匀。在一种实施方案中,抗絮凝剂使绝热组合物在10年或更长的期间保持基本均匀。
可以使用各种抗絮凝剂。合适的抗絮凝剂一般包含低分子量阴离子聚合物。在一种实施方案中,该阴离子聚合物是除多糖以外的而且包含一个或多个非羧酸酰基。合适的非羧酸酰基例如存在于磺酸盐、酮、及其组合中。
在一种实施方案中,水溶性合成聚合物包含一种或多种包含磺酸盐的单体的反应产物。在一种实施方案中,水溶性合成聚合物包含一种或多种环酮单体的反应产物。在一种实施方案中,水溶性合成聚合物包含一种或多种环酮单体和包含一个或多个非羧酸酰基的单体的反应产物。在一种实施方案中,水溶性合成聚合物包含含环酮的单体和含磺酸盐的单体的反应产物。在一种实施方案中,水溶性合成聚合物包含N-乙烯基内酰胺单体和含磺酸盐的单体的反应产物。
在一种实施方案中,水溶性合成聚合物包含含环酮的单体和乙烯基单体的反应产物。在一种实施方案中,水溶性合成聚合物包含含环状双烯酮的单体和乙烯基单体的反应产物。在一种实施方案中,水溶性合成聚合物包含含环状双烯酮的单体和苯乙烯单体的反应产物。
在一种实施方案中,抗絮凝剂是三元共聚物。在水溶性合成聚合物为三元共聚物时,合适的单体包括前述那些以及其它可聚合的有机单体。合适的其它可聚合的有机单体的实例包括选自以下的那些:乙烯醇单体、丙烯酸盐单体、吡咯烷酮单体、丙烯酰胺单体、苯乙烯单体、及其组合。在一种实施方案中,可聚合的有机单体选自丙烯酸盐单体和丙烯酰胺单体。
在一种实施方案中,水溶性合成聚合物包含三元共聚物,其包含含非羧酸酰基的单体的反应产物。在一种实施方案中,水溶性合成聚合物包含三元共聚物,其包含含磺酸盐的单体的反应产物。在一种实施方案中,抗絮凝剂是包含以下的反应产物的三元共聚物:(a)丙烯酰胺单体;(b)2-丙烯酰氨基-2-甲基丙烷磺酸或其碱金属盐(“AMPS”);和(c)丙烯酸盐单体。
在一种实施方案中,水溶性合成聚合物包含三元共聚物,其包含环酮的反应产物。在一种实施方案中,水溶性合成聚合物包含三元共聚物,其包含N-乙烯基内酰胺单体的反应产物。在一种实施方案中,水溶性合成聚合物包含三元共聚物,其包含含一个或多个酮酰基的单体和含一个或多个不同的非羧酸酰基的单体的反应产物。在一种实施方案中,水溶性合成聚合物包含三元共聚物,其包含N-乙烯基内酰胺单体和一个或多个非羧酸非酮酰基的反应产物。在一种实施方案中,水溶性合成聚合物包含三元共聚物,其包含N-乙烯基内酰胺单体和一种或多种含磺酸盐的单体的反应产物。
以下是前述单体的示例性结构:
含磺酸盐的单体
合适的含磺酸盐单体的实例具有下列通式结构:
Figure A20078003393600181
其中R3选自具有约2-约4个碳原子的可聚合的烯基;R4和R5选自氢和甲基;和X为阳离子。合适的阳离子选自氢和碱金属。有利的阳离子为氢。在一种实施方案中,R3选自具有约2-约3个碳原子的可聚合的烯基。在一种实施方案中,R3为具有2个碳原子的可聚合的烯基。在一种实施方案中,R4和R5为甲基。
优选的含磺酸盐单体为2-丙烯酰氨基-2-甲基丙烷磺酸(AMPS),其具有下列通式结构:
Figure A20078003393600182
环酮单体
合适的环酮单体的实例具有下式:
Figure A20078003393600183
其中
X选自氧和氮,它可以是未取代的或取代的;
R11选自氢、羰基和具有1-4个碳原子的烷基;和
R6、R7、R8和R9选自氢和具有1-4个碳原子的烷基。
在一种实施方案中,X为氧。在一种实施方案中,X为氮。当X是取代的时,合适的取代基包括例如具有2-4个碳原子的1-烯基。在一种实施方案中,R11为酰基。在一种实施方案中,R11为氢。在一种实施方案中,R6、R7、R8和R9选自甲基和氢。在一种实施方案中,R6、R7、R8和R9为氢。
N-乙烯基内酰胺单体
在一种实施方案中,X为取代的氮以及环酮包含N-乙烯基内酰胺单体。合适的N-乙烯基内酰胺单体的实例具有下列通式结构:
其中R12、R13、R14和R15独立地选自氢、甲基和乙基。在一种实施方案中,R12、R13、R14和R15相同。在一种实施方案中,该N-乙烯基内酰胺单体为N-乙烯基-2-吡咯烷酮(NVP),它可从许多来源商购。
环状双烯酮单体
在一种实施方案中,环酮单体为环状双烯酮单体。合适的环状双烯酮单体的实例具有下列通式结构:
其中X选自氧和氮;R16和R17独立地选自氢和具有1-4个碳原子的烷基。在一种实施方案中,X为氧。在一种实施方案中,R16和R17选自甲基和氢。在一种实施方案中,R16和R17为氢。
苯乙烯单体
在一种实施方案中,抗絮凝剂包含环状双烯酮单体和苯乙烯单体的反应产物。合适的苯乙烯单体的实例具有下列结构:
其中R18、R19和R20独立地选自氢和烷基。在一种实施方案中,R18、R19和R20选自甲基和氢。在一种实施方案中,R18、R19和R20为氢。
在一种实施方案中,抗絮凝剂为聚(苯乙烯-共-马来酸酐),其具有下列通式结构:
Figure A20078003393600201
其中n足以产生数均分子量为约500000至约2500000的共聚物。聚(苯乙烯-共-马来酸酐)可从多个来源商购。合适的共聚物可从Baker Hughes Incorporated以名称MIL-
Figure A20078003393600202
商购。
丙烯酸盐单体
在一种实施方案中,三元共聚物进一步包含丙烯酸盐单体的反应产物。合适的丙烯酸盐单体的实例具有下列通式结构:
Figure A20078003393600203
其中R22和R23独立地选自氢和具有约1-约4个碳原子的烷基;R21选自氢、具有约1-约4个碳原子的烷基、和活化不饱和碳-碳键的基团;和X选自氢和碱金属。在一种实施方案中,X选自氢和钠。在一种实施方案中,X为氢。活化不饱和碳-碳键的基团的实例包括例如含氮、磷和硫的基团。
丙烯酰胺单体
在一种实施方案中,三元共聚物包含丙烯酰胺单体的反应产物。合适的丙烯酰胺单体的实例具有下列通式结构:
Figure A20078003393600204
其中R24为具有2-4个碳原子的1-烯基以及R25和R26独立地选自氢和具有1-4个碳原子的烷基。在一种实施方案中,R25和R26选自氢和甲基。
各种单体的摩尔百分数会根据存在的单体和其它因素而变化。所述的实施方案只是举例说明性的。
当抗絮凝剂是丙烯酰胺单体和磺酸盐单体的共聚物时,该共聚物包含少于20mol%磺酸盐单体。在水溶性聚合物为丙烯酰胺单体和磺酸盐单体的共聚物的另一实施方案中,该共聚物包含约10mol%或更少的磺酸盐单体。在有利的实施方案中,其中水溶性聚合物为丙烯酰胺单体和磺酸盐单体的共聚物。在一种实施方案中,水溶性聚合物为丙烯酰胺单体和约10mol%磺酸盐单体的共聚物。在一种实施方案中,磺酸盐单体为AMPS。
当抗絮凝剂为丙烯酰胺单体/磺酸盐单体/N-乙烯基内酰胺单体的三元共聚物时,丙烯酰胺单体的摩尔百分数为约10mol%至约20mol%;磺酸盐单体的摩尔百分数为约50mol%至约60mol%;N-乙烯基内酰胺单体的摩尔百分数为约25mol%至约35mol%。在一种实施方案中,丙烯酰胺单体的摩尔百分数为约15mol%至约50mol%;磺酸盐单体的摩尔百分数为约37.5mol%至约55mol%;和N-乙烯基内酰胺单体的摩尔百分数为约12.5mol%至约30mol%。在一种具有前述百分数组成的实施方案中,N-乙烯基内酰胺单体为N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)。
在一种实施方案中,抗絮凝剂为AMPS∶NVP∶丙烯酰胺摩尔比为55∶30∶15的三元共聚物。在另一实施方案中,水溶性聚合物为丙烯酰胺∶AMPS∶丙烯酸盐摩尔比为50∶37.5∶12.5的三元共聚物。合适的三元共聚物包括例如ALL-其可从Baker Hughes Incorporated商购。
可以通过任何适合的方法、包括例如小球法(bead method)和喷雾干燥粉末法类来制备聚合物增粘剂和抗絮凝剂。
合适的聚合物增粘剂和抗絮凝剂一般在淡水中5wt%Brookfield粘度为50cP至100cP。通常,满足该粘度的水溶性聚合物的数均分子量为约500000至约2500000。在一种实施方案中,水溶性聚合物的数均分子量为约750000至约1500000。
绝热组合物一般包含约0.28kg/m3(0.1lb/bbl)或更大的抗絮凝剂。绝热组合物一般包含约1.14kg/m3(0.4lb/bbl)或更大的抗絮凝剂。绝热组合物一般包含约1.43kg/m3(0.5lb/bbl)或更大的抗絮凝剂。绝热组合物一般包含约14.3kg/m3(5lb/bbl)或更小的抗絮凝剂。绝热组合物一般包含约5.72kg/m3(2lb/bbl)或更小的抗絮凝剂。绝热组合物一般包含约2.86kg/m3(1lb/bbl)或更小的抗絮凝剂。在一种实施方案中,绝热组合物包含约0.28kg/m3(0.1lb/bbl)至约14.3kg/m3(5lb/bbl)抗絮凝剂。在一种实施方案中,绝热组合物包含约2.14kg/m3(0.75lb/bbl)抗絮凝剂。
多元醇组分
绝热组合物进一步包含一种或多种多元醇组分。该多元醇组分一般充当溶剂。多元醇组分有助于保持聚合物增粘剂分散在绝热组合物中并防止聚合物增粘剂当经受深入的井筒中产生的极端条件时分解。另外,多元醇组分降低绝热组合物的热导率。在有利的实施方案中,多元醇组分还降低流体的密度。
合适的多元醇组分包括选自二元醇、甘油、聚二元醇(polyglycols)、及其组合的多元醇。
合适的二元醇包括例如乙二醇、丙二醇、丁二醇、聚合多元醇、及其组合。在一种实施方案中,二元醇选自乙二醇、丙二醇、丁二醇及其组合。在另外倾向于降低流体密度的有利的实施方案中,二元醇包括丙二醇。
合适的聚合物多元醇包括例如聚乙二醇、聚(1,3-丙二醇)、聚(1,2-丙二醇)、聚(1,2-丁二醇)、聚(1,3-丁二醇)、聚(1,4-丁二醇)、聚(2,3-丁二醇)、这些聚合物的共聚物、嵌段共聚物、和混合物。
众多聚二元醇是可商购的。大部分可商购的聚二元醇由大概对应于数均分子量的数字标明。可用的可商购的聚乙二醇的实例包括聚乙二醇4000和聚乙二醇6000。如果使用聚合物多元醇,该聚合物多元醇适合地具有约150至约18000道尔顿的数均分子量Mn。在一种实施方案中,聚合物多元醇的数均分子量为约190-约10000D。在一种实施方案中,聚合物多元醇的数均分子量为约500-约8000D。
在一种实施方案中,多元醇组分包括甘油。在一种实施方案中,多元醇组分包括二元醇和甘油的组合。在一种实施方案中,多元醇组分包括丙二醇和甘油的组合。
在一种实施方案中,所述绝热组合物不包含多元醇组分。在一种实施方案中,所述绝热组合物包含多元醇组分。当绝热组合物包含多元醇组分时,绝热组合物一般包含约90vol%或更少的一种或多种多元醇组分。在一种实施方案中,绝热组合物包含约0.1vol%至约90vol%多元醇组分。在有利的实施方案中,绝热组合物包含约60vol%多元醇组分。在一种实施方案中,多元醇组分按该多元醇组分的总体积计包含约95vol%二元醇和约5vol%甘油。
其它组分
绝热组合物可以进一步包含一种或多种无机盐、缓冲剂、杀生物剂、腐蚀抑制剂、交联剂、或不会干扰均匀的绝热组合物稳定性的其它组分。
制备方法
在一种实施方案中,例如如下制备绝热组合物。为了制备1bbl的绝热组合物,添加85.7kg/m3(30.0lb/bbl)海泡石43.76升(0.367bbl)水并且用Prince Castle混合器在约10000rpm下搅拌该混合物15分钟。混合之后,添加2.1kg/m3(0.75lb/bbl)MIL
Figure A20078003393600231
并搅拌所得的混合物又15分钟。向混合物中添加8.6kg/m3(3.0lb/bbl)KEM-
Figure A20078003393600232
PLUS并混合又15分钟。充分混合之后,添加1.9kg/m3(0.57ppb)丙二醇接着添加0.09kg/m3(0.03lb/bbl)甘油,然后混合最后15分钟。
参照只是举例说明性的实施例将会更好地了解该绝热组合物。
实施例
在下列实施例中,绝热组合物密度为9.0lb/gal。该绝热组合物具有下列组成:
Figure A20078003393600241
进行试验以确定该绝热组合物暴露于93.3℃(200°F)和148.9℃(300°F)时随时间而保持良好流变性能的能力,并且测量绝热性能(热导率和对流传热系数)。
以下为试验过程:
试验过程
初始流体性能-混合之后,测量绝热组合物的初始性能,包括在温度4.4℃(40°F)、26.7℃(80°F)、65.6℃(150°F)和79.4℃(175°F)下Fann 35流变分布;泥浆重量;pH;碱度;氯化物含量;钙含量;和API滤液。
温度/压力分布-用Fann 70粘度计,在温度4.4℃(40°F)和21.1℃(70°F);压力0MPa(0psi)和34.5MPa(5000psi)下测量绝热组合物的低温流变分布。在温度48.9℃(120°F)、79.4℃(175°F)和93.3℃(200°F);压力0MPa(0psi)和34.5MPa(5000psi)下测量高温流变分布。在每一温度/压力下测量10秒和10分钟凝胶,并计算出屈服应力。
低剪切粘度试验(OFI Model 900)-在温度4.4℃(40°F)和65.6℃(150°F)下测量绝热组合物的流变分布。在600rpm至0.01rpm的剪切速率下测量绝热组合物的粘度,并计算出厘泊(cP)。
93.3℃(200°F)静态老化试验-在93.3℃(200°F)和3MPa(300psi)氮气压力下静态老化绝热组合物1、14和28天。静态老化之后,在4.4℃(40°F)和65.6℃(150°F)下测量Fann 35流变性能。记录静态老化槽中绝热组合物的分离并测量自由液体。将装满绝热组合物的试管放置在另一静态老化槽中并在93.3℃(200°F)静态老化1、14和28天。对试管拍照。
148.9℃(300°F)静态老化试验-在148.9℃(300°F)和3MPa(300psi)氮气压力下静态老化绝热组合物1、14和28天。静态老化之后,在4.4℃(40°F)和65.6℃(150°F)下测量Fann 35流变性能。记录静态老化槽中绝热组合物的分离并测量自由液体。将装满绝热组合物的试管放置在另一静态老化槽中并在148.9℃(300°F)静态老化1、14和28天。对试管拍照。
121.1℃(250°F)和132.2℃(270°F)静态老化试验-在121.1℃(250°F)和132.2℃(270°F)及3MPa(300psi)氮气压力下静态老化绝热组合物14天。静态老化之后,在4.4℃(40°F)和65.6℃(150°F)下测量Fann 35流变性能。记录静态老化槽中绝热组合物的分离并测量自由液体。将装满绝热组合物的试管放置在另一静态老化槽中并在121.1℃(250°F)和132.2℃(270°F)静态老化14天。对试管拍照。
93.3℃(200°F)和148.9℃(300°F)循环试验-使绝热组合物在高压贮罐(bombs)和试管中在4.4℃(40°F)和93.3℃(200°F)交替地各静态老化3天,持续24天(4个冷却/加热循环)。同时使绝热组合物在高压贮罐和试管中在4.4℃(40°F)和148.9℃(300°F)交替地各静态老化3天,持续24天。在该24天循环结束时,在温度4.4℃(40°F)和65.6℃(150°F)下进行Fann 35试验。测量静态老化槽中的分离并对试管拍照。
pH降低试验-用0.1标准盐酸使绝热组合物的pH降至7.0。该pH降低的绝热组合物在93.3℃(200°F)静态老化72小时。在温度4.4℃(40°F)和65.6℃(150°F)下进行Fann 35试验。测量试验槽中的分离。
热导率试验-在4.4℃(40°F)和93.3℃(200°F)下测量绝热组合物的热导率。如通过引用并入本文的规程ASTM D 2717-95,“Standard Test Method for Thermal Conductivity of Liquids”中所述进行试验。以瓦特每米摄氏度(W/m℃)报道试验数据。
对流传热系数-在Intertek Westport Technology Center,Houston,Texas用Westport Wellbore Model Insulation Fluid试验装置测量绝热组合物的对流传热系数。
再次参照图1,试验槽10一般包含由内部管14限定的镗孔12,其同心安装在第二管16中,形成内部环形套筒18。第二管16同心安装在第三管20中,形成外部环形套筒22。试验槽10具有26.75英寸的高度16。形成外部环形套筒22的管20的内径为4.716英寸,且内部管14的外径为1.90英寸。内部管14为铝,且用于使热水流动通过该试验装置。试验槽10的容积为6.42升。围绕试验槽10的是水夹套以用于使冷水流动。
与试验槽10的底部31距离6.68英寸处放置第一组三个热电偶。安装第一组的内部热电偶24与内部管14距离0.352英寸。放置第一组的中间热电偶26与内部管14距离0.704英寸以及与第二管16距离0.704英寸。安装第一组的第三热电偶28与内部管14距离1.056英寸以及与第二管16距离0.352英寸。在内部管14上与热电偶24、26和28直接相对地安装热流传感器/热电偶30、31的组合。热流传感器测量等同于6.5微伏=1BTU/ft2-hr。
在第一组热电偶上方6.68英寸而且沿着试验槽10的周围相对于第一组热电偶以120°角安装第二组三个热电偶24a、26a和28a以及热流传感器/热电偶30a、31a的组合。参见图1a。以与第一组热电偶基本上相同的与各管道的距离安装第二组热电偶24a、26a和28a。
在第二组热电偶上方6.68英寸、试验槽10顶部33下方6.68英寸、而且沿着试验槽10的周围相对于第二组热电偶以120°角安装第三组热电偶24b、26c和28c以及热流传感器/热电偶30c、31c的组合。第三组热电偶也沿着试验槽10的周围相对于第一组热电偶成120°角。参见图1a。以与第一组和第二组热电偶基本上相同的与各管道的距离安装第二组热电偶24c、26c和28c。
使用从Agilent Technologies获得的Digital Multimeter Model34405A记录装置,记录热电偶读数(9个信道(channel)-24、26、28(a、b和c)以及热流传感器读数[6个信道-30和31(a、b和c)]。将热水泵送通过镗孔12。在镗孔入口或其附近测量热水的温度,在镗孔出口或其附近测量离开镗孔的水温度。流量计测量泵送通过试验槽的冷水和热水的体积。
用蠕动泵将绝热组合物输送到试验槽10的外部环形套筒22。在试验槽10的外部环形套筒22充满后,用另一台泵使冷水循环通过水夹套。试验期间使每分钟7加仑3.3℃(38°F)水流动通过水夹套。水夹套中的冷水冷却第三管20的外壁。当绝热组合物冷却到4.4℃(40°F)时,使60℃(140°F)热水流动通过镗孔12以开始加热该绝热组合物。将热水和冷水都泵送通过该试验装置持续约12-16小时,且每10秒获取热电偶和热流传感器读数。
传热系数的计算
用下式计算出总传热系数(U):
U=Q/A(ΔT)
其中U的单位为BTU/hr ft2°F(或W/m2℃);Q为热耗率(BTU/hr),A为试验槽10的表面积,以及ΔT为温差。注意Q/A为热通量。在试验槽10中,测量热通量(BTU/hr ft2)和温差。测定的温差为各热流传感器/热电偶读数(分别地30a、30b和30c;31a、31b和31c)所记录的平均温度减去热电偶28a、28b和28c所记录的平均温度。通过将热通量除以温差,确定总传热系数。
测量试验数据持续23小时。试验数据值从12小时至23小时取平均。第一组热电偶24a、26a、28a(下)、第二组热电偶24b、26b、26b(中)、第三组热电偶24c、26c、28c(上)和热流传感器/热电偶数据所计算出的传热系数取平均以确定试验的总传热系数。将绝热组合物的传热系数与使用淡水(fresh water)代替该绝热组合物的对照进行比较。
实施例1
使用绝热组合物进行FANN 35试验。结果示于下表中:
  Fann 35试验温度,°F   4.4℃(40°F)   26.7℃(80°F)   65.6℃(150°F)   79.4℃(175°F)
  泥浆重量,lb/gal   -   9.1   -   -
  600rpm   300+   209   127   105
  300rpm   266   139   86   74
  200rpm   205   110   67   60
  100rpm   132   73   46   44
  6rpm   24   16   12   12
  3rpm   18   12   10   13
  塑性粘度,cP   -   70   41   31
  屈服点,kg/m2(lb/100ft2)   -   3.3(69)   2.2(45)   2.1(43)
  凝胶,10sec/10min   17/24   13/20   12/24   17/34
  屈服应力,kg/m2(lb/100ft2)   0.6(12)   0.4(8)   0.4(8)   0.7(14)
  pH   -   9.60   -   -
  API滤液,mL/30min   -   1.4   -   -
  Pf/Mf   -   0/0.5   -   -
  Pm   -   0.7   -   -
  氯化物,mg/L   -   500   -   -
  钙,mg/L   -   痕量   -   -
屈服点值从4.4℃(40°F)下11.8kg/100m2(241lb/100ft2)降至79.4℃(175°F)下2.1kg/100m2(43lb/100ft2),表示当绝热组合物被加热时屈服点值损失约82%。然而,屈服点损失主要限于从4.4℃(40°F)到26.7℃(80°F)的温度,分别从241lb/100ft2降至69lb/100ft2。初始和10分钟凝胶强度是累进的,具有几乎恒定的10分钟凝胶强度[4.4℃(40°F)下24lb/100ft2和79.4℃(175°F)下34lb/100ft2]。在这些温度没有看到屈服应力值的减小。
实施例2
用绝热流体进行FANN 70试验。结果示于下表和图2中:
  Fann 70实验温度℃(°F)   4.4℃(40°F)   4.4℃(40°F)   21.1℃(70°F)   21.1℃(70°F)   48.9℃(120°F)   48.9℃(120°F)   65.6℃(150°F)   65.6℃(150°F)   79.4℃(175°F)   79.4℃(175°F)   93.3℃(200°F)   93.3℃(200°F)
  压力,psi   0   5000   0   5000   0   5000   0   5000   0   5000   0   5000
  600rpm   300+   300+   274.8   291.6   169.7   175.6   138   141   129.1   131.1   126.1   128.1
  300rpm   300+   300+   172.7   188.5   111.3   114.2   92.8   94.6   90.1   91   92.8   92.8
  200rpm   213.9   221.1   134   145.9   88.3   91   76.5   77.4   77.9   77.4   81.1   82.9
  100rpm   135.5   141   88.3   94.6   57.5   59.3   52.1   52.1   56.6   54.8   63.9   64.8
  6rpm   24.5   25.5   17.2   18.1   11.8   12.7   14.5   14.5   20.9   20.9   27.8   26.4
  3rpm   16.3   18.1   12.7   12.7   10.9   10.9   13.6   13.6   19.9   18.1   23.6   21.8
  塑性粘度,cP   -   -   102.1   103.1   58.4   61.4   45.2   46.4   39   40.1   33.3   35.3
  屈服点,kg/m2(lb/100ft2)   -   -   5(70.6)   4.2(85.4)   2.6(52.9)   2.6(52.8)   2.3(47.6)   2.4(48.2)   2.5(51.1)   2.5(50.9)   2.9(59.5)   2.8(57.5)
  凝胶,10sec/10min   17/20   18/23   13/15   14/17   11/17   11/18   15/34   15/35   21/47   20/45   28/70   32/69
  屈服应力,kg/m2(lb/100ft2)   0.4(8.1)   0.5(10.7)   0.4(8.2)   0.4(7.3)   0.5(10)   0.4(9.1)   0.6(12.7)   0.6(12.7)   0.9(18.9)   0.7(15.3)   1(19.4)   0.8(17.2
当从0MPa(0psi)下4.4℃(40°F)到34.5MPa(5000psi)下93.3℃(200°F)进行试验时,该绝热组合物显示非常好的流变稳定性。直至流体温度升高到21.1℃(70°F)才可测量绝热组合物的塑性粘度和屈服点,但是在该温度,屈服点为0MPa(0psi)下70lb/100ft2,逐渐降低至93.3℃(200°F)和34.5MPa(5000psi)下58lb/100ft2。给定温度下压力增加对该9.0lb/gal流体影响很小。屈服应力从4.4℃(40°F)下的8.2lb/100ft2增加到93.3℃(200°F)下的17.2lb/100ft2。凝胶强度显示出随升高温度而逐渐增加。4.4℃(40°F)下,流体凝胶强度为17和20(分别为10秒,10分钟)。93.3℃(200°F)下,凝胶强度已经增加到32和69。
实施例3
用绝热流体进行OFI Model 900低剪切速率试验。结果示于下表中:
Figure A20078003393600301
在4.4℃(40°F)测量时,该绝热组合物具有低剪切速率下中度高的(和温度稳定的)剪切应力值。例如,在0.1rpm,流体的表盘读数为5.3,其计算成粘度为15900厘泊(cP)。当加热到65.6℃(150°F)时,0.1rpm表盘读数为5.5,其计算成粘度为16500cP。图3显示不同温度下的剪切速率在1rpm和更低是非常一致的。
实施例4
在93.3℃(200°F)对绝热组合物进行静态老化试验达1、14和28天。结果示于下表和图4中。
当在93.3℃(200°F)静态老化1至28天时,绝热组合物极其稳定。静态老化后,4.4℃(40°F)下的Fann 35读数过高以至于不能计算塑性粘度和屈服点。100rpm下,1天与28天之间的读数一致。屈服应力值也非常一致。
65.6℃(150°F)下,Fann 35试验显示出非常稳定的钻探流体性能。尽管测量的性能低于4.4℃(40°F)下的,但是静态老化期间对塑性粘度、屈服点、凝胶或屈服应力没有影响。
在静态老化槽中没有观察到分离或沉降。93.3℃(200°F)下静态老化后的试管照片显示流体外观没有变化。
实施例5
在148.9℃(300°F)对绝热组合物进行静态老化试验达1、14和28天。结果示于图5中。
148.9℃(300°F)下静态老化绝热组合物之后,流体变成麦片粥状稠度。流体很稠而且无法测量流变性能。期望进一步的配方以改进改善前述结果。进行蒸馏试验以确定流体在静态老化期间是否已经失水,但是14天、148.9℃(300°F)静态老化流体的试验结果与基础流体(base fluid)完全相同。
实施例6
在121.1℃(250°F)和132.2℃(270°F)进行另外的14天静态老化试验以确定绝热组合物的温度稳定性。结果示于图6。
Figure A20078003393600331
在121.1℃(250°F)和132.2℃(270°F)进行14天的静态老化试验显示,绝热组合物在接近132.2℃(270°F)的温度下是稳定的。由于600和300rpm下表盘读数为300+,在4.4℃(40°F)无法测量流体的屈服点。93.3℃(200°F)和121.1℃(250°F)下的10分钟凝胶强度都很相似(分别为28和29),但是在132.2℃(270°F)下增加到76。从93.3℃(200°F)到121.1℃(250°F)和132.2℃(270°F)100rpm表盘读数增加(分别为158、171、221)。另外还看到屈服应力上的类似增加。93.3℃(200°F)和121.1℃(250°F)之间流体性能没有变化。在132.2℃(270°F),所有性能都显示出提高。
试管测量和照片显示静态老化期间流体高度增加。在93.3℃(200°F)时柱高度没有变化,但是在121.1℃(250°F),流体柱增加47%。在132.2℃(270°F)和148.9℃(300°F),试管流体柱分别增加56%和44%。试管流体柱含有许多沫或孔,虽然这些孔看上去不含自由液体。预期进一步的配方改进以改善前述结果。
实施例7
使绝热组合物在4.4℃(40°F)与93.3℃(200°F)之间循环24天。流体在4.4℃(40°F)冷却3天然后转移到93.3℃(200°F)烘箱中并且静态老化3天。该循环重复4次。结果示于下表中:
Figure A20078003393600341
Figure A20078003393600351
4.4℃(40°F)与93.3℃(200°F)之间的循环对绝热流体的粘度没有影响。与初始的试验结果相比,在4.4℃(40°F)和65.6℃(150°F)下测量的流变性能都没有变化。
4.4℃(40°F)与148.9℃(300°F)之间的循环导致流体凝固,如同在148.9℃(300°F)静态老化试验中所看到的那样。再一次,流体具有像麦片粥一样很稠的稠度。
实施例8
为了试验增粘剂在绝热组合物中的有效性,用4.5mL 2.89N盐酸使组合物的pH从9.60降至7.08。在降低pH后,在93.3℃(200°F)下静态老化该绝热流体72小时。冷却到室温之后,在4.4℃(40°F)和65.6℃(150°F)下测试该静态老化流体的流变性能。结果示于下表中:
Figure A20078003393600352
Figure A20078003393600361
试验结果表明,绝热组合物受该pH降低的影响。与93.3℃(200°F)下静态老化24小时了的绝热组合物29和44相比,在4.4℃(40°F)用酸处理了的绝热组合物具有平直(flat)的凝胶强度162(10秒和10分钟)。用酸处理时屈服应力值为6.8kg/m2(139lb/100ft2),相比之下没有用酸时为0.8kg/m2(17lb/100ft2)。在65.6℃(150°F)下看到由于酸处理产生的类似变化[63/66的凝胶和2kg/m2(43lb/100ft2)的屈服应力,相比之下没有酸处理时11/36的凝胶和0.5kg/m2(10lb/100ft2)的屈服应力]。
实施例9
在4.4℃(40°F)和93.3℃(200°F)测量热导率值(k)。结果示于图7。在4.4℃,绝热组合物的热导率测量为0.36W/m℃。在93.3℃,热导率测定为0.22W/m℃。这些热导率值有利地比得上公布的水的热导率值(在0℃为0.561W/m℃和在100℃为0.679W/m℃)。
实施例10
使用Westport Wellbore Insulation Model试验装置,绝热组合物的对流传热系数计算为3.09BTU/ft2hr°F、或17.55W/m2℃。水的所计算出的对流传热系数为71.73BTU/ft2hr°F、或407.28W/m2℃。该绝热组合物的对流传热系数比水低95.69%。
图8显示在Wellbore Insulation Model中水和绝热组合物的温度分布。水的非常平坦和分离的温度分布表明对流传热的影响。图8(淡水)中所看到的温度尖峰为冷却器水泵停止的结果。采取校正措施,不再看到这类扰乱。图9显示随着时间从各热电偶和/或热流传感器/热电偶记录的温度中所看到的对流传热系数(CHTC)试验结果。图10显示从温度vs.各热电偶距冷水的距离(英寸)中所看到的水和绝热组合物的井筒模型温度分布。
本领域技术人员将认识到,对前述说明可以进行许多改动。本文所述的实施方案意味着只是举例说明性的而且不应视为限制本发明,本发明将在权利要求中得到限定。

Claims (22)

1.一种绝热组合物,其包含:
水性基质;
一种或多种包含一定量粘土的主要增粘剂;和
适量的一种或多种包含磺酸盐部分的聚合物增粘剂。
2.权利要求1的绝热组合物,其包含一定浓度的抗絮凝剂,该抗絮凝剂包含除多糖以外的含一个或多个非羧酸酰基的阴离子聚合物。
3.权利要求1的绝热组合物,其中所述组合物在暴露于包含45.6℃(150°F)或更高的温度的静态老化条件之后保持均匀14天或更长。
4.权利要求2的绝热组合物,其中所述组合物在暴露于包含121.1℃(250°F)或更高的温度的静态老化条件之后保持均匀14天或更长。
5.权利要求1-3或4任一项的绝热组合物,其包含:
在约1rpm或更低和4.4℃(40°F)至65.6℃(150°F)的温度下约1800cP或更大的粘度;和
在200rpm或更高和4.4℃(40°F)至65.6℃(150°F)的温度下约200cP或更小的粘度。
6.权利要求1-4或5的绝热组合物,其总传热系数比相同条件下对水测定的传热系数低95%或低更多。
7.权利要求1-5或6的绝热组合物,其中所述水性基质包含一种或多种多元醇。
8.权利要求1-5或6的绝热组合物,其中所述水性基质包含丙二醇。
9.权利要求1-7或8的绝热组合物,其中所述一种或多种聚合物增粘剂具有下列通式结构:
Figure A2007800339360003C1
其中
R选自具有约1-约4个碳原子的可聚合的烯基;
R1和R2选自氢和甲基;和
X为阳离子。
10.权利要求1-8或9的绝热组合物,其中所述一种或多种聚合物增粘剂包含聚合的2-丙烯酰氨基-2-甲基丙烷磺酸或其碱金属盐。
11.权利要求1-9或10的绝热组合物,其包含:
约0.28kg/m3(0.1lb/bbl)至约35kg/m3(12lb/bbl)聚合物增粘剂;和
约14.3kg/m3(5lb/bbl粘土)至约428.6kg/m3(150lb/bbl)粘土。
12.权利要求1-10或11的绝热组合物,其包含约0.28kg/m3(0.1lb/bbl)至约14.3kg/m3(5lb/bbl)抗絮凝剂。
13.权利要求1-10或11的绝热组合物,其包含约0.28kg/m3(0.1lb/bbl)至约14.3kg/m3(5lb/bbl)抗絮凝剂,该抗絮凝剂包含除多糖以外的含一个或多个非羧酸酰基的阴离子聚合物。
14.权利要求1-12或13的绝热组合物,其中所述抗絮凝剂包含三元共聚物。
15.权利要求14的绝热组合物,其中:
所述三元共聚物在淡水中5wt% Brookfield粘度为约50cP至约100cP而且包含与选自以下的单体共聚的第一烯属酰胺单体:磺酸盐单体以及磺酸盐单体与N-乙烯基内酰胺单体的组合;
该第一烯属酰胺单体具有下列结构:
Figure A2007800339360004C1
其中R为1-烯基以及R1和R2独立地选自氢和具有1-4个碳原子的烷基;
该磺酸盐单体具有下列结构:
Figure A2007800339360004C2
其中R选自具有约1-约4个碳原子的可聚合的烯基;R1和R2选自氢和甲基;和X为阳离子;和
该丙烯酸盐单体具有下列通式结构:
Figure A2007800339360004C3
其中R6选自氢、具有约1-约4个碳原子的烷基、和活化不饱和碳-碳键的基团;R7和R8独立地选自氢和具有约1-约4个碳原子的烷基;和Y选自氢和碱金属;和
该N-乙烯基内酰胺单体具有下列结构:
Figure A2007800339360004C4
其中R9、R10、R11和R12独立地选自氢、甲基和乙基。
16.权利要求2-14或15的绝热组合物,其中所述抗絮凝剂包含具有下列通式结构的环状双烯酮单体:
Figure A2007800339360005C1
其中
X选自氧和氮;和
R9和R10独立地选自氢和烷基。
17.权利要求16的绝热组合物,其中所述抗絮凝剂进一步包含具有下列结构的苯乙烯单体的反应产物:
Figure A2007800339360005C2
其中R11、R12和R13独立地选自氢和具有1-4个碳原子的烷基。
18.权利要求2-16或17的绝热组合物,其中所述抗絮凝剂包含聚(苯乙烯-共-马来酸酐)。
19.权利要求2-16或17的绝热组合物,其中所述抗絮凝剂包含以下的反应产物:
具有下列通式结构的环状双烯酮单体:
其中
X选自氧和氮;和
R9和R10独立地选自氢和烷基;及
具有下列结构的苯乙烯单体:
Figure A2007800339360006C1
其中R11、R12和R13独立地选自氢和烷基。
20.权利要求1-18和19的绝热组合物,其中所述一种或多种主要增粘剂包含一定量的海泡石。
21.权利要求20的绝热组合物,其包含:
约86kg/m3(30lb/bbl)海泡石粘土;
约11.1kg/m3(3.9lb/bbl)2-丙烯酰氨基-2-甲基丙烷磺酸聚合物增粘剂;
约2.14kg/m3(0.75lb/bbl)抗絮凝剂;和
约60vol%多元醇组分。
22.权利要求1-20或21的绝热组合物,其中所述多元醇组分包含约95vol%丙二醇和约5vol%甘油。
CN2007800339362A 2006-09-12 2007-08-20 绝热组合物 Expired - Fee Related CN101516983B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/519,334 2006-09-12
US11/519,334 US8030389B2 (en) 2006-09-12 2006-09-12 Thermal insulation composition
PCT/US2007/076306 WO2008033650A2 (en) 2006-09-12 2007-08-20 Thermal insulation composition

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN101516983A true CN101516983A (zh) 2009-08-26
CN101516983B CN101516983B (zh) 2012-07-04

Family

ID=39170562

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2007800339362A Expired - Fee Related CN101516983B (zh) 2006-09-12 2007-08-20 绝热组合物

Country Status (7)

Country Link
US (1) US8030389B2 (zh)
CN (1) CN101516983B (zh)
AU (1) AU2007297049B2 (zh)
BR (1) BRPI0716759A2 (zh)
GB (1) GB2453706B (zh)
NO (1) NO20090651L (zh)
WO (1) WO2008033650A2 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107401083A (zh) * 2016-05-20 2017-11-28 陶氏环球技术有限责任公司 具有弹性散置层的可以热学方式打印的纸质物品

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20130213656A1 (en) * 2007-03-14 2013-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous-Based Insulating Fluids and Related Methods
US20140148369A1 (en) * 2012-11-28 2014-05-29 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of Treating a Subterranean Formation with Friction Reducing Clays
US10273400B2 (en) * 2012-11-29 2019-04-30 M-I L.L.C. Colloidal silica and polymer system for insulating packer fluids
US9140119B2 (en) * 2012-12-10 2015-09-22 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing fluids and methods of making and using same
WO2014160644A1 (en) * 2013-03-29 2014-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous-based insulating fluids and related methods
US11859126B1 (en) 2018-07-24 2024-01-02 Alleman Consulting, Llc Method of using crosslinked guar polymer as fluid loss pill
US11473000B2 (en) 2018-12-07 2022-10-18 Halliburton Energy Services, Inc. Insulating fluids containing porous media

Family Cites Families (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2939839A (en) * 1957-12-06 1960-06-07 Texaco Inc Well packer fluid
US3381969A (en) * 1965-02-01 1968-05-07 Dresser Ind Thermal packer construction
US4201679A (en) * 1977-08-17 1980-05-06 Dresser Industries, Inc. Drilling fluid additive
US4276936A (en) * 1979-10-01 1981-07-07 Getty Oil Company, Inc. Method of thermally insulating a wellbore
US4258791A (en) * 1980-01-29 1981-03-31 Nl Industries, Inc. Thermal insulation method
US4573533A (en) * 1984-06-21 1986-03-04 American Cyanamid Company Method for using thermally stable mobility control agents for harsh environmental reservoirs
US4746687A (en) * 1985-05-02 1988-05-24 American Cyanamid Company High temperature profile modification agents and methods for using same
US4702319A (en) * 1986-12-29 1987-10-27 Exxon Research And Engineering Company Enhanced oil recovery with hydrophobically associating polymers containing sulfonate functionality
US4877542A (en) * 1988-05-10 1989-10-31 Intevep, S. A. Thermal insulating fluid
US5032295A (en) * 1989-04-25 1991-07-16 National Starch And Chemical Investment Holding Corporation Polymers for use in drilling muds
US4984635A (en) * 1989-11-16 1991-01-15 Mobil Oil Corporation Thermal barriers for enhanced oil recovery
US5290768A (en) * 1991-01-18 1994-03-01 Merck & Co., Inc. Welan gum-ethylene glycol insulating compositions
CN1037852C (zh) * 1991-08-27 1998-03-25 石油勘探开发科学研究院钻井工艺研究所 阳离子型钻井液
FR2694939B1 (fr) 1992-08-20 1994-12-23 Schlumberger Cie Dowell Polymères thermoviscosifiants, leur synthèse et leurs applications notamment dans l'industrie pétrolière.
CA2140736C (en) * 1994-02-25 1999-08-31 Simon Suarez A thixotropic fluid for well insulation
EP0966505A1 (en) * 1997-03-17 1999-12-29 Monsanto Company Reticulated bacterial cellulose as a rheological modifier for polyol fluid compositions
US5876619A (en) * 1997-04-01 1999-03-02 Monsanto Company Scleroglucan as a rheological modifier for thermal insulation fluids
US6489270B1 (en) * 1999-01-07 2002-12-03 Daniel P. Vollmer Methods for enhancing wellbore treatment fluids
US6258756B1 (en) * 1999-01-26 2001-07-10 Spectral, Inc. Salt water drilling mud and method
AR026461A1 (es) * 1999-11-18 2003-02-12 Vesuvius Crucible Co Material refractario aislante
FR2820426B1 (fr) * 2001-02-07 2007-05-11 Condat Sa Gel d'isolation thermique a reticulation controlee pour les lignes de transport d'hydrocarbures petroliers
US20040011990A1 (en) * 2002-07-19 2004-01-22 Tetra Technologies, Inc. Thermally insulating fluid
AU2003270605A1 (en) * 2002-09-12 2004-04-30 Bj Services Company Compositions for thermal insulation and methods of using the same
US7306039B2 (en) * 2003-08-13 2007-12-11 Bj Services Company Methods of using crosslinkable compositions
US7384892B2 (en) 2004-07-22 2008-06-10 Hercules Incorporated Water-based drilling fluids
US7923419B2 (en) * 2004-12-17 2011-04-12 Baker Hughes Incorporated Methods and compositions for thermal insulation
US7651980B2 (en) * 2006-02-02 2010-01-26 Baker Hughes Incorporated High temperature filtration control using water based drilling fluid systems comprising water soluble polymers
EP1987113B1 (en) 2006-02-23 2014-09-24 Hercules Incorporated Ethoxylated raw cotton linters for completion and workover fluids
US7713917B2 (en) * 2006-05-08 2010-05-11 Bj Services Company Thermal insulation compositions containing organic solvent and gelling agent and methods of using the same
EA014520B1 (ru) 2006-06-26 2010-12-30 Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед Скважинный раствор

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107401083A (zh) * 2016-05-20 2017-11-28 陶氏环球技术有限责任公司 具有弹性散置层的可以热学方式打印的纸质物品

Also Published As

Publication number Publication date
BRPI0716759A2 (pt) 2013-09-24
AU2007297049B2 (en) 2013-12-19
AU2007297049A1 (en) 2008-03-20
US20080064804A1 (en) 2008-03-13
NO20090651L (no) 2009-03-27
GB2453706A (en) 2009-04-15
WO2008033650A3 (en) 2008-05-08
GB2453706B (en) 2011-08-31
GB0903367D0 (en) 2009-04-08
US8030389B2 (en) 2011-10-04
CN101516983B (zh) 2012-07-04
WO2008033650A2 (en) 2008-03-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101516983B (zh) 绝热组合物
US7476644B2 (en) Method and materials for hydaulic fracturing of wells
AU2013405891A1 (en) A fiber suspending agent for lost-circulation materials
WO2014047088A1 (en) Methods for plug cementing
US11499087B2 (en) Thermally responsive lost circulation materials
US20200131424A1 (en) Annular pressure buildup mitigation using acid swellable polymer system
WO2016032494A1 (en) Cement slurries with salt-tolerant fluid loss additives and methods relating thereto
US10160896B2 (en) Delayed-release additives in a degradable matrix
EP3569674B1 (en) Treatment fluid comprising a thermally-activated, high temperature particulate suspending agent
US11667828B2 (en) Multi-grade diverting particulates
AU2013402092A1 (en) Engineered bead slurries for use in lightweight cement slurries and methods relating thereto
CA2970593C (en) Cement compositions and methods for controlling wellsite fluid and gas flow
US10982126B2 (en) Chemical packer composition and methods of using same for isolation of water/gas zones
CN112375552A (zh) 一种无固相清洁低伤害压井液及其制备方法
US20030188666A1 (en) Grout for earth heat exchange systems
US9702225B2 (en) Surface modification agent to prolong scale inhibitor lifetime
US11535789B1 (en) Methods of making and using a high temperature cementitious composition
US10294406B2 (en) Sealant composition for use in subterranean formations

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
C17 Cessation of patent right
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20120704

Termination date: 20130820