CN103952127A - 包括阳离子聚合物的井筒应用液及其使用方法 - Google Patents

包括阳离子聚合物的井筒应用液及其使用方法 Download PDF

Info

Publication number
CN103952127A
CN103952127A CN201410162829.1A CN201410162829A CN103952127A CN 103952127 A CN103952127 A CN 103952127A CN 201410162829 A CN201410162829 A CN 201410162829A CN 103952127 A CN103952127 A CN 103952127A
Authority
CN
China
Prior art keywords
poly
salt solution
pit shaft
dadmac
bbl
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.)
Pending
Application number
CN201410162829.1A
Other languages
English (en)
Inventor
K·B·福克斯
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.)
Chevron Phillips Chemical Co LLC
Original Assignee
Chevron Phillips Chemical Co LLC
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 Chevron Phillips Chemical Co LLC filed Critical Chevron Phillips Chemical Co LLC
Publication of CN103952127A publication Critical patent/CN103952127A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/40—Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C09K8/725—Compositions containing polymers
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
    • C09K8/76—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes for preventing or reducing fluid loss
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/882—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/885—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)

Abstract

一种方法，其包括将包括阳离子聚合物的井筒应用液放入井筒中，其中该阳离子聚合物具有大约300,000道尔顿到大约10,000,000道尔顿的分子量。一种组合物，其包括井筒应用液、阳离子聚合物和盐水。

Description

包括阳离子聚合物的井筒应用液及其使用方法
本申请是分案申请，原国际申请的申请日为2010年2月11日、申请号为201080007875.4(PCT/US2010/023808)、发明名称为“包括阳离子聚合物的井筒应用液及其使用方法”。
相关申请的交叉引用
不适用
关于联邦资助研究或开发的声明
不适用
缩微胶片附件的引用
不适用
技术领域
本公开一般地涉及井筒应用液(wellbore servicing fluid)。更具体地，该公开涉及包括阳离子聚合物的井筒应用液及其制备和使用方法。
背景技术
天然资源的地下沉积物，例如气、水和原油，通常通过钻井筒以开采包含这种沉积物的地下岩层或区域而采出。不同的井筒应用液被用于钻井筒和准备井筒以及邻近地下岩层，用于从其采出材料。例如，当钻井筒时，钻井液通常循环通过井筒。一般来说，钻井液可用于冷却和润滑钻头，以便去除岩屑、调节井眼和控制井筒压力。一旦遇到了生产层，钻井液通常被钻开油层钻井液(Drill-In fluid)所代替，该钻开油层钻井液具有与普通钻井泥浆相似的作用，但可包括盐水，以便将对生产岩(producing rock)的损害最小化。完井液可在完成井筒的步骤中使用，并且修井液可用于进行井筒中的修井作业。
适合用于井筒的流体通常具有足够的密度，以克服地层压力并防止不需要的流体进入井筒。盐水常常用于这些目的，因为其密度可通过调节其成分容易地进行控制。另外，这种流体可包含悬浮的固体，目的在于控制进入邻近井筒的岩石的流体损失(失水量，fluid loss)。
在井筒应用(servicing)中使用盐水的挑战在于该液体通常较低的粘度。较高粘度的含盐水流体因为很多原因通常是可用的。例如，这种流体可在控制流体损失方面得到应用，因为在流体损失期间，流体可作为滤出液进入储集岩的多孔基岩的速率与流体粘度是成比例的。此外，如果这种流体能够运送钻屑、井筒中捕集的固体或固体添加剂——这也将取决于流体粘度，那么这种流体可得到另外的应用。包括羟乙基纤维素(HEC)或黄原胶的聚合物已被用于增稠井筒应用液，这是因为其可溶解在盐水中并产生剪切稀化粘度，其还提供了固体悬浮能力和流体损失控制。然而，这些聚合物(即HEC，黄原胶)在相对低的温度下会失去它们的增稠能力，由此限制了它们在超过240？F——对于HEC——和280？F——对于黄原胶——温度下的可用性。另外，在升高的温度下，这些聚合物可与盐水中的多价阳离子交联，形成凝胶或沉淀物。盐水中增稠剂(例如HEC，黄原胶)可溶性的丧失可引起地层或填砂损害，由此限制了井中烃的流动。因此，存在改进的包含盐水的井筒应用液及使用其的方法的需要。
发明内容
在此公开了一种方法，其包括将包括阳离子聚合物的井筒应用液放置于井筒中，其中该阳离子聚合物具有大约300,000道尔顿到大约10,000,000道尔顿的分子量。
在此也公开了一种组合物，其包括井筒应用液、阳离子聚合物和盐水。
附图说明
为了更全面的理解本公开，联合附图和详细描述对以下的说明进行参考，其中相同的参考数字代表相同的部分。
图1为相分离实验的图示。
图2为来自实施例1样品的粘度作为剪切速率函数的图。
图3为来自实施例1样品的剪切应力作为剪切速率函数的图。
图4为来自实施例3样品的粘度作为温度函数的图。
图5为来自实施例5样品的粘度作为剪切速率函数的图。
图6为来自实施例5样品的相分离的程度作为时间函数的图。
图7为来自实施例6样品的流体损失作为时间平方根函数的图。
图8为来自实施例7样品的粘度作为剪切速率函数的图。
图9为在350℉下，来自实施例7样品的粘度作为时间函数的图。
图10为来自实施例9样品的粘度作为剪切速率函数的图。
详细描述
在开始时，应当理解虽然下面提供了一种或多种实施方式的说明性实施，但公开的系统和/或方法可用很多技术来实施，这些技术不论是目前已知的还是存在的。本公开决不应被这些说明性实施、附图和下面说明的技术——包括在此说明和描述的示例性设计和实施——所限制，而且本发明可在所附权利要求的范围和其全部等同物的范围内进行修改。
在此公开了包括阳离子聚合物的井筒应用液。也在此公开了包括阳离子聚合物和盐水的井筒应用液。在此所用的“井筒应用液”指的是如此水性液体，该水性液体可被放入井筒或地下岩层和/或用于准备井筒或地下岩层，以便从地层或井筒中采出材料。因此，井筒应用液可用作例如钻井液、修井液、完井液、压裂液等。应该理解“地下岩层”包括暴露的土地下方的地区和被水——例如海水或大洋水——覆盖的土地下方的地区。
包括阳离子聚合物和盐水的井筒应用液在下文中称为阳离子聚合物-盐水组合物(CPBC)。可将CPBC应用于井筒，例如CPBC可用于控制流体损失和/或悬浮井筒中的固体。将CPBC应用于井筒的方法将在本文后面进行更详细地描述。
在一个实施方式中，CPBC包括阳离子聚合物(CP)。CP在此指由带正电荷和带负电荷的组分组成的聚合物。适合用于本公开的CP为与CPBC的其他组分相容的任何CP。另外，适合用于本公开的CP进一步以与通常存在于盐水中的多价阳离子(例如Ca+2、Zn+2)具有低反应性或可忽略的反应性为特征。在一个实施方式中，CP具有足够的分子量，以便能够赋予盐水粘度。在这个实施方式中，CP具有大约300,000道尔顿到大约10,000,000道尔顿的分子量，可选地具有大约350,000道尔顿到大约1,000,000道尔顿，可选地大约400,000道尔顿到大约750,000道尔顿，可选地大约450,000道尔顿到大约650,000道尔顿，可选地大约475,000道尔顿到大约550,000道尔顿，可选地大约500,000道尔顿的分子量。
在一个实施方式中，CP包括多胺，可选地聚(烯丙胺)，可选地季铵，可选地聚烷基卤化铵，可选地聚烯丙基烷基卤化铵，可选地聚二烯丙基二甲基氯化铵或其组合。在另一个实施方式中，CP包括聚烯丙基烷基卤化铵、聚乙烯吡咯烷酮、聚乙烯咪唑或其组合。CP可为均聚物，可选地为共聚物，例如乙烯胺和烯丙胺的共聚物或丙烯酰胺和烯丙胺的共聚物。适合用于本公开的CP的例子非限定性地包括聚二烯丙基二甲基氯化铵均聚物(聚DADMAC)、聚DADMAC-烯丙胺共聚物、聚DADMAC-乙烯吡咯烷酮共聚物、聚DADMAC-乙烯咪唑共聚物、聚DADMAC-丙烯酰胺共聚物、聚乙烯胺、聚乙烯吡咯烷酮、乙烯吡咯烷酮-甲基丙烯酰胺-乙烯咪唑共聚物或其组合。在此描述类型的CP可为直链的、支链的或交联的聚合物。在某些实施方式中，CP未交联。
在一个实施方式中，CP包括聚DADMAC，该聚DADMAC是从Northaven Chemicals,SNF Inc.和Ciba Corporation可商业上获得的。该聚DADMAC的分子结构为：
其中，n为大约1,800到大约62,200，可选地为大约3,000到大约35,000，可选地大约3,000到大约30,000，可选地，n为足够产生具有先前在此公开范围内的分子量的阳离子聚合物的任何量。
在某些实施方式中，聚DADMAC未交联。在某些实施方式中，聚DADMAC为均聚物。在某些实施方式中，聚DADMAC为共聚物。例如，聚DADMAC共聚物可包括但不限于聚DADMAC-烯丙胺共聚物、聚DADMAC-乙烯吡咯烷酮共聚物、聚DADMAC-乙烯咪唑共聚物以及聚DADMAC-丙烯酰胺共聚物。
在一个实施方式中，CP可以以每桶盐水大约0.5磅CP(lb/BBl)到大约15lb/BBl的量存在于CPBC中，可选地为大约3lb/BBl到大约13lb/BBl，可选地大约7lb/BBl到大约12lb/BBl。
在一个实施方式中，CP包括盐水。适合用于本公开的盐水的非限制性例子包括溴化钠(NaBr)、溴化钙(CaBr2)、溴化锌(ZnBr2)、溴化钾(KBr)、氯化钠(NaCl)、氯化钙(CaCl2)、氯化锌(ZnCl2)、氯化钾(KCl)或其组合。
在一个实施方式中，盐水包括CaCl2，可选地CaBr2，可选地ZnBr2。适合用于本公开的CaBr2和ZnBr2盐水的例子分别非限制性地包括WELLBROM14.2和WELLBROM19.2，其中14.2和19.2表示以磅表示的每加仑盐水的密度(ppg)。WELLBROM14.2和WELLBROM19.2都是从AlbermarleTMCorporation可商业上获得的。
在一个实施方式中，盐水可具有大约8.4lb/gal到大约19.2lb/gal的密度，可选地大约9lb/gal到大约16lb/gal，可选地大约10lb/gal到大约14.2lb/gal。盐水可以以基于CPBC总体积大约95vol.％到大约99.8vol.％的量存在于CPBC中，可选地大约95.5vol.％到大约99vol.％，可选地大约96vol.％到大约98vol.％.
在一个实施方式中，CPBC可通过接触盐水和CP——在此描述的两种类型——制备。盐水和CP的接触可通过任何合适的方法进行；例如，可用混合器、搅拌机、搅拌器等对盐水和CP进行混合或掺和。混合条件(混合速率、时间段等)可由本领域普通技术人员在本公开的辅助下来确定。在一些实施方式中，混合后，可允许该材料在一段时间内、在足够溶解CP的温度下进行水合。这样的时间段和温度可由本领域普通技术人员在本公开的帮助下进行选择和调整。
在一些实施方式中，CPBC可包括被本领域技术人员认为用于改善液体性质适当的额外添加剂。这类添加剂可根据井筒内流体的预期用途而变化。这类添加剂的例子包括但不限于流体损失或渗漏损失添加剂，例如粘土、油溶性树脂、云母、滑石、玻璃纤维、碳纤维、淀粉和羧甲基纤维素。其他添加剂的例子包括但不限于pH调节剂、表面活性剂、乳化剂、分散剂、腐蚀抑制剂、杀菌剂、消泡剂、地层调节剂(formation conditioning agent)或其组合。可单独包括或组合包括这些添加剂。在本公开的辅助下，引入这些添加剂的方法和其有效量对本领域技术人员而言是已知的。
适合用于本公开的CP可进一步以盐水中的高度溶解性为特征。不希望受到理论的限制，CP将容易获得可用水并溶解在盐水中。适合用于本公开的CP将显示与盐水中溶解的阳离子具有低反应性或可忽略的反应性，该溶解的阳离子可能与CP形成凝胶或沉淀物。
在此描述类型的CPBC显示了非牛顿流体的行为。非牛顿流体在此指其流动性不能通过单一常数值的粘度来进行描述的流体。因此，非牛顿剪切稀化流体的剪切应力对剪切速率的log-log图具有少于1的斜率。剪切速率和剪切应力通过所测量的rpm值和摆动(bob)-位移值进行计算。该计算取决于流变计的几何形状。例如，在Chandler Model5550粘度计中，计算内部完成。稠度指数为直线的截距，流动指数为指数。物理学上，当流动指数可等于施加力时流体粘度变化的多少时，稠度指数可等于流体粘度。流体粘度可用所计算的剪切速率和剪切应力进行确定，如等式1中所定义的。
μ＝47,880K'[SR (n'-1)]等式1
其中μ为粘度，单位为厘泊，K’为稠度指数，单位为lb/ft2。
在一个实施方式中，在大约0.1sec-1到大约10sec-1，可选地大约0.5sec-1到大约5sec-1，可选地大约1sec-1到大约2sec-1的低剪切速率下，在大约75℉-到大约500℉，可选地大约100℉到大约400℉，可选地大约200℉到大约350℉的温度下，CPBC可具有大约100厘泊到大约40,000厘泊，可选地大约400厘泊到大约10,000厘泊，可选地大约800厘泊到大约6,000厘泊的粘度。当剪切速率从大约3sec-1增加到大约300sec-1，可选地从大约10sec-1增加到大约100sec-1时，CPBC在大约75℉到大约500℉，可选地大约100℉到大约400℉，可选地大约200℉到大约300℉的温度下，可显示剪切稀化行为。在此，剪切稀化行为指材料的粘度随剪切速率的增加而降低。
在一个实施方式中，CPBC在大约75℉到大约500℉，可选地大约100℉到大约400℉，可选地大约200℉到大约350℉的温度下，具有小于1的流动指数。
在此描述类型的CPBC可进一步表征为：在等于或小于大约500℉，可选地大约75℉到大约450℉，可选地大约75℉到大约400℉的温度下，是热稳定的。在此，热稳定性指在公开的温度范围中，CPBC产生粘度并维持在盐水中溶解性的能力。
在一些实施方式中，CPBC可进一步包括固体材料。在下文中，包括盐水、CP和在此描述的所有类型的固体的CPBC被称为含固体CPBC(SCPBC)。这些固体可以是加入CPBC的颗粒物质，以改变或改善CPBC的性质(例如控制流体损失，增加密度)。适合用于本公开的这类固体的例子包括但不限于碳酸钙、碳酸铁、碳酸镁、重晶石、赤铁矿、钛铁矿及其组合。
在一个实施方式中，固体可以以大约1lb/BBl到大约400lb/BBl，可选地大约20lb/BBl到大约200lb/BBl，可选地大约50lb/BBl到大约100lb/BBl的量存在于SCPBC中。
在一个实施方式中，SCPBC具有盐水，该盐水可以以基于SPBC总体积的大约53vol.％到大约99.6vol.％的量存在，可选地大约74vol.％到大约98vol.％，可选地大约85vol.％到大约95vol.％。
在一个实施方式中，接触CP、盐水和碳酸钙以形成SCPBC。例如CP可包括聚-DADMAC，该聚-DADMAC以大约3lb/BBl到大约15lb/BBl的量存在，盐水可包括氯化钙溶液，该氯化钙溶液以大约55vol.％到大约98vol.％的量存在，固体可包括碳酸钙，该碳酸钙以大约10lb/BBl到大约380lb/BBl的量存在。在这样的实施方式中，所得到的SCPBC可以以形成显示改善的悬浮能力的网状结构为特征。
在另一个实施方式中，CP可包括聚-DADMAC，该聚-DADMAC以大约3lb/BBl到大约15lb/BBl的量存在，盐水可包括氯化钙和溴化钙溶液，该溶液以大约55vol.％到大约98vol.％的量存在，固体可包括碳酸钙，该碳酸钙以大约10lb/BBl到大约380lb/BBl的量存在。
在另一个实施方式中，CP可包括聚-DADMAC，该聚-DADMAC以大约3lb/BBl到大约15lb/BBl的量存在，盐水可包括溴化钙溶液，该溴化钙溶液以大约55vol.％到大约98vol.％的量存在，固体可包括碳酸钙，该碳酸钙以大约10lb/BBl到大约380lb/BBl的量存在。
在又一个实施方式中，CP可包括聚-DADMAC，该聚-DADMAC以大约3lb/BBl到大约15lb/BBl的量存在，盐水可包括氯化钙、溴化钙和溴化锌溶液，该溶液以大约55vol.％到大约98vol.％的量存在，固体可包括碳酸钙，该碳酸钙以大约10lb/BBl到大约380lb/BBl的量存在。
在此描述类型的固体与CPBC的接触可以任何合适的方法进行。例如，可用混合器、搅拌机、搅拌器等对盐水、CP和固体进行混合或掺和。在一个实施方式中，SCPBC是通过将CP与盐水接触一段足够能使CP溶解在盐水中并形成均匀混合物的时间。然后，可将固体加入该均匀混合物以形成SCPBC。在可选实施方式中，同时接触CP、盐水和固体以形成混合物，随后可在一段足够形成均匀混合物的时间内对该混合物进行混合/搅拌。混合条件(混合速率、时间段等)可由本领域普通技术人员在本公开的辅助下确定。
SCPBC可以以当与在缺少CP的情况下制备的其他类似组合物比较时悬浮能力增加为特征。SCPBC的悬浮能力可由固体沉积和/或相分离——其由在流体表面形成澄清盐水层显示——来指示。相分离的程度可通过在透明管中混合固体(例如碳酸钙)和CPBC以形成SCPBC并随后使该固体随时间沉淀进行确定。一般来说，当固体在SCPBC中沉淀时，在接近管的顶部观察到澄清流体。例如，在混合和沉淀后，包含SCPBC的管10可呈现如图1所示。参考图1，管10具有悬浮固体30和澄清流体20。相分离的程度通过用澄清流体的高度(即h3或h1-h2)除以流体的总高度(即h1)并乘以100％来计算。在一个实施方式中，在大约2小时到大约14天，可选地大约4小时到大约7天，可选地大约6小时到大约24小时的时间段后，SCPBC具有大约0％到大约60％，可选地大约1％到大约30％，可选地大约2％到大约10％的相分离程度。
在一个实施方式中，SCPBC显示了如此前所述的非牛顿流体行为。在一个实施方式中，在大约0.1sec-1到大约10sec-1，可选地大约0.5sec-1到大约5sec-1，可选地大约1sec-1到大约2sec-1的低剪切速率下，在大约75℉到大约500℉，可选地大约100℉到大约400℉，可选地大约200℉到大约350℉的温度下，SCPBC可具有大约100厘泊到大约40,000厘泊，可选地大约400厘泊到大约10,000厘泊，可选地大约800厘泊到大约6,000厘泊的粘度。当剪切速率从大约3sec-1增加到大约300sec-1，可选地从大约10sec-1增加到大约100sec-1时，在大约75℉到大约500℉，可选地大约100℉到大约400℉，可选地大约200℉到大约300℉的温度下，SCPBC可显示剪切稀化行为。
在一个实施方式中，包括CP、盐水和在此描述类型的固体(例如碳酸钙)的SCPBC作为流体损失控制剂(防滤失剂)是有效的。具体地，在大约30分钟的时间后，SCPBC可具有大约0ml到大约60ml，可选地大约0ml到大约30ml，可选地大约0ml到大约20ml的流体损失滤失体积，如根据API RP13B所确定的。
包括在此描述类型的CP的CPBC和/或SCPBC可用于油田作业。特别地，根据本领域技术人员已知的方法，CPBC和/或SCPBC可被放置于井筒中并应用于井筒。例如，CPBC和/或SCPBC可用于钻井、准备、完井、维持或加强井筒，以便在井筒穿透的地下岩层中开采烃。在一个实施方式中，CPBC和/或SCPBC在井场制备。例如，CP可在地表上与其他CPBC和/或SCPBC组分混合并随后被放入井下。可选地，在被放入井下前，CPBC和/或SCPBC可在现场外进行制备并运输到使用地点。
在一个实施方式中，CPBC可用作完井液、修井液、隔离液和液塞(liquid plug)。例如，作为完井液，CPBC可被放入井中以便于生产开始前的最后作业。如果井下装置丧失完整性，CPBC可用于控制井，而不损害生产层或完井组件。在单流实施方式中，在流体被放入井下前，CP可被包括在CPBC中。可选地，在放入井筒期间，CP可与CPBC的其他组分混合，例如在双流法中，其中一股流包括CP，第二股流包括盐水。在一个实施方式中，盐水和CP通过分离流被引入井筒，并在井下形成CPBC。在一个实施方式中，CP被放入井下，在井下其接触存在于地层中的天然产生的盐水，并原位形成CPBC。
如此前所述，在高剪切速率下，由CPBC产生的相对低的粘度提示液体可在管道和环状空间(annulus)中流动，而不需要使用过高的摩擦压力。因此，在高剪切速率下，CPBC的低粘度可使组合物容易泵送，并可便于其在井筒钻井期间作为循环液使用。在低剪切速率下，CPBC的高粘度可使组合物起到流体损失控制剂的作用。作为修井液，CPBC可用于维修或促进现有生产井，以便恢复、延长或提高烃的生产。
在一个实施方式中，SCPBC可用作钻井液、砾石充填液、压裂液、流体损失控制液、循环漏失控制液、悬浮剂或其组合。例如，当旋转钻柱钻井筒时，作为钻井液，SCPBC可向下循环通过中空钻柱，并通过与中空钻柱相连接的钻头流出。钻井液可经由钻柱和井筒之间的环形空间流回至地表，以在井筒壁上沉积滤饼并将岩屑带至地表。在单流实施方式中，在流体被放入井下前，CP可被包括在SCPBC中。作为流体损失控制液，SCPBC可用于控制或降低通过地层的渗漏和/或吸收而产生的流体损失(例如从滤饼进入地下岩层的过多流体损失)。流体损失——其经常在井筒中发生——可导致严重的问题。例如，过量的滤饼可叠加(build-up)在井筒壁上，这导致钻杆被卡住(lodge)并，可能很难将其从井筒中移出。
另外，如先前所述的，在低剪切速率范围内，由SCPBC产生的相对高的粘度对于悬浮固体和提供流体损失控制是有用的。与CPBC类似，在高剪切速率下，由SCPBC产生的相对低的粘度提示可在不需要过高摩擦压力的情况下，实现在管道和环状空间中的流体流动(例如在流体循环期间)。
在某些实施方式中，使用CPBC的方法也可包括将井筒应用液应用于井筒。此外，该方法也可包括在应用后，从井筒中提取油。如所指出的，某些实施方式在改善井筒方面显示了明显的优点并可影响井的效能。
实施例
已经对实施方式进行了一般性描述，给出以下实施例作为本公开的具体实施方式并说明其应用和优点。应当理解到，实施例以说明性的方式给出并不意欲以任何方式限制说明书或权利要求。
样品制备
在以下实施例中，所有的样品都是用以下的一般步骤制备的，除非另有说明。通过用LR400D顶置式搅拌器将盐水和CP进行混和制备样品，该搅拌器从Yamato Scientific America Inc可商业上获得。随后在试验前，使样品水合过夜或更长时间。随后，如果样品外观保持粒状，那么用手持式混合器进行大约30秒的简单的最后搅拌，该混合器从Braun可商业上获得。
流变性质使用具有R1/B1转子-摆动构造的Chandler Model5550粘度计来确定。该粘度计被设定为在室温(75℉)下，以50℉的间隔产生剪切速率坡度(ramp)，并且最终温度为350℉。所施加的氮压为320psi。该坡度包括在0.59rpm到300rpm转速下的粘度测量。坡度之间的加热时间为大约8分钟。随后在坡度期间，将样品保持在试验温度下大约11分钟。
实施例1
研究了CaCl2盐水中CP的溶解性、热稳定性和流变性质。所用的CaCl2盐为95％CaCl2微球，其从Cal-Chlor Corp.可商业上获得，所用的阳离子聚合物为聚-DADMAC，其从Northaven Chemicals可商业上获得。使用10.5lb/BBl的聚-DADMAC增稠11.6ppg CaCl2盐水，制备样品1。具体地，将0.20g氢氧化钙分散到210g去离子水中，加入140g CaCl2盐直到液体变成半透明的。下一步，缓慢加入7.5g聚-DADMAC并搅拌该混合物15分钟，随后在试验前使聚-DADMAC水合过夜。
进行流变性试验，并且结果在图2和图3中示出。图2为在不同温度下，粘度作为剪切速率函数的图。参考图2，盐水中的CP产生了大约20到大约2500cP范围内的粘度，这取决于剪切速率。在所有温度下，流体粘度都显示了剪切稀化行为。图3为在不同温度下，剪切应力作为剪切速率函数的图。参考图3，在所有温度下，在10到20sec-1的剪切速率下，观察到斜率的移动。该观察到的移动提示了主要的聚合物-聚合物相互作用在低剪切速率和高剪切速率下有所不同。用幂律模型，通过曲线拟合数据，对低剪切速率和高剪切速率区域的流动指数(n’)和稠度指数(K’)都单独地进行估计，其中流动指数为斜率，稠度指数为截距。结果在表1中列出。
表1
参考表1，在低剪切速率区域的流动指数提示CaCl2盐水中的CP在甚至达到350℉时仍显示了悬浮能力。
实施例2
研究了CP增稠CaBr2和ZnBr2的能力，并比较了CP和CaCl2盐水的行为。使用10.5lb/BBl的聚-DADMAC分别增稠11.6ppg CaCl2盐水、13.2ppg CaBr2盐水和19.2ppg ZnBr2盐水，制备三种样品，标记为样品2-4。随后使所有的样品在试验前水合过夜，并进行流变性试验。结果在表2中示出。
表2
参考表2，样品2到4在所研究的温度范围内显示了相当的粘度。观察到在加热到350℉期间每个样品正常热稀化，并且没有观察到聚合物交联或沉淀的迹象。测试后，将样品2-4冷却至室温，并且回收的样品为透明、无色的粘性溶液。
实施例3
将阴离子合成聚合物和非离子聚合物稠化盐水的能力与CP进行比较。制备三种样品，标记为样品5-7。样品5包括聚-DADMAC并与来自实施例1的样品1类似。样品6用5lb/BBl丙烯酰胺-AMPS共聚物(即阴离子合成聚合物)制备，该共聚物从Drilling SpecialtiesCompany可商业上获得。具体地，将140g CaCl2加入到210g去离子水中并搅拌直到液体变成半透明的。下一步，缓慢加入3.57g丙烯酰胺-AMPS直到丙烯酰胺-AMPS共聚物完全溶解。样品7使用2.5lb/BBlNATROSOL HHX制备，该NATROSOL HHX为羟乙基纤维素(HEC)非离子共聚物，其从Hercules Incorporated可商业上获得。具体地，将2g HEC加入到280ml的11.6ppg CaCl2盐水中。样品5到7中盐水的最终浓度相同。使样品水合过夜并随后进行流变性试验。结果在图4中示出。
参考图4，样品6和7在100℉下的粘度分别为189cp(102sec-1)和146cp(102sec-1)。丙烯酰胺-AMPS共聚物在增稠CaCl2盐水方面不太有效，因为其在两倍的聚合物用量下产生了较低的粘度。样品7仅在到达205℉时产生比样品5高的粘度。在240℉下，样品7中观察到的低粘度是典型的HEC性能，这通常限制了其在低于240℉的温度下的使用。在整个试验中，样品6的粘度高于样品5。然而，丙烯酰胺-AMPS共聚物在冷却期间发生胶凝，这可能引起地层损坏并限制油气生产。相比之下，样品5中所用的CP证明了上至350℉时增稠CaCl2盐水的能力，并且在暴露于这种温度范围后，能够维持其溶解性。
实施例4
研究了CPBC悬浮固体的能力。所用的CP为FLOQUAT FL3249，其是从SNF Floerger可商业上获得的多胺。通过将6g FLOQUATFL3249加入到81g去离子水中制备样品8。下一步，加入0.1g氢氧化钙，以调节pH至大约8.5，并且加入56g CaCl2以使最终的盐水密度达到11.6ppg。冷却该液体至室温。随后将13.4g CaCO3加入到60ml的该液体中并搅拌直到变均匀。该CaCO3为沉淀碳酸钙，其从FisherScientific可商业上获得。随后进行样品的流变性试验，结果在表3中示出。
表3
在加热期间，样品8显示了正常的热稀化。在每个试验温度下，样品8显示了相当大的剪切稀化，如2sec-1和170sec-1下粘度之间的比较所示。在低剪切速率下相对高的粘度说明了悬浮能力。在样品8被冷却后，悬浮能力被进一步证实。冷却的样品8是均匀的，没有碳酸钙沉淀或沉积的迹象。
实施例5
研究了CaCl2盐水中CP的流变性质并与包含CaCO3的CaCl2盐水中的CP进行了比较。以类似于实施例1中所用的方式，从11.6ppgCaCl2中的10.5lb/BBl的聚-DADMAC制备样品9。使用0.5lb/BBl的氢氧化钙调节液体pH至8.4。进行流变性试验，结果在表4和图5中示出，图5为在350℉下，粘度作为剪切速率函数的图。
表4
结果说明了在每个温度下，样品9在1sec-1的较低剪切速率下都显示了比在170sec-1的较高剪切速率下更高的粘度。另外，当温度增加到350℉时，样品9的粘度降低。因此，样品9能在达到350℉的温度下维持其剪切稀化行为。
使用80ml的样品9，通过加入20lb/BBl的粉末状CaCO3，制备样品10。随后进行流变性试验，结果在表5中示出。
表5
结果说明在室温下，CaCO3的加入(样品10)在1sec-1的低剪切速率下具有比在170sec-1的高剪切速率下更大的作用。结果提示与样品9相比，样品10为更加剪切稀化的。不希望受到理论的限制，在聚-DADMAC和CaCO3之间可能存在相对弱的相互作用。样品10在170sec-1的高剪切速率下显示了预期的热稀化，并且其在1sec-1的低剪切速率下的粘度在78℉和350℉之间相对稳定。结果提示聚-DADMAC和悬浮CaCO3之间的相互作用足够强，以抵抗增加的温度的影响，但可被机械地破坏。此外，在整个温度范围内维持样品10保持固体(CaCO3)悬浮的能力。
通过在室温(75℉)和250℉下监测168小时内的相分离程度，也对样品10进行了静态老化试验。将10ml的样品10部分放入两个玻璃小瓶中并密封。将一个小瓶放置在室温下，将另一个小瓶放置在250℉的烤箱内。结果在表6和图6中示出，图6为75℉下的相分离％作为时间函数的图。
表6
时间(小时) 75℉下的沉淀％ 250℉下的沉淀％
24 8％ 3％
48 21％ 3％
72 25％ 3％
96 29％ 3％
168 34％ 3％
结果说明在实验期间，没有颗粒沉降的迹象。在样品10中，CaCO3保持悬浮。在样品10中，没有下降的迹象，其中澄清盐水分离到表面作为区别层。在250℉下，在168小时的静态老化试验中，只有3％的样品10作为澄清盐水被分离到表面。
实施例6
研究了CP防止包括固体的CaCl2盐水中流体损失的能力。使用与前述相似的步骤，从11.6ppg CaCl2中的10.5lb/BBl的聚-DADMAC和25lb/BBl CaCO3制备样品11。在250℉的温度和500psi的氮压下进行流体损失实验，如API RP-13B中所述。结果在表7和图7中示出。
表7
时间(分钟) 滤出液体积(ml)
3 4
5 6
10 8
15 9
20 10.4
30 12.2
结果显示在30分钟试验期间内，收集了总共12ml的滤出液，这说明当与碳酸钙一起使用时，聚-DADMAC防止流体损失的能力。试验后，移出样品10，在滤纸表面上没有沉淀或粘结滤饼形成的迹象。
实施例7
研究了在CaBr2盐水中CP的流变性质。使用与前述相似的步骤，由14.2ppg CaBr2中的10.5lb/BBl的聚-DADMAC制备样品12；调节样品的pH至大约8.2并进行流变性试验。结果在表8、图8和图9中示出。图8为粘度作为剪切速率函数的图，图9为在350℉下，粘度作为时间函数的图。
表8
结果说明CaBr2盐水中聚-DADMAC的流变性能与CaCl2盐水中聚-DADMAC的流变性能相似，在达到350℉时维持了剪切稀化行为。另外，通过将样品保持在350℉的温度和170sec-1的剪切速率下4小时来试验样品12的热稳定性。结果在图9中示出。结果说明样品12的粘度从大约29cp降低至大约24cp，这表明了样品12的热稳定性。
实施例8
研究了在ZnBr2盐水中CP的流变性质。由19.2ppg ZnBr2中的10.5lb/BBl的聚-DADMAC，制备样品13，并进行流变性试验。结果在表9中示出。
表9
实施例9
研究了在较高固体用量下，CaCl2盐水中CP的流变性质。由11.6ppg CaCl2盐水中的7lb/BBl的聚-DADMAC和78lb/BBl CaCO3制备样品14，并在100℉、200℉、300℉和400℉下进行流变性试验。结果在图10中示出。
结果提示聚-DADMAC表现与悬浮固体(例如CaCO3)协同地相互作用。这种相互作用导致在达到400℉下维持的升高的粘度和剪切稀化特性。
虽然已经示出和描述了本公开的实施方式进行，但在不脱离本公开的精神和教导的情况下可对其进行修改。在此所述的实施方式仅是示例性的，而不是意欲是限制性的。在此公开的本公开的很多变化和修改是有可能的，并在本公开的范围内。在明确说明数字范围或限制的地方，这样的表达范围或限制应当被理解为包括落入该明确说明的范围或限制的相同数量级的重复范围或限制(例如大约1到大约10包括2、3、4等；大于0.10包括0.11、0.12、0.13等)。例如，每当公开数字范围的下线RL和上线RU时，任何落入该范围内的数字都被具体地公开。特别地，在该范围内的以下数字被具体地公开了：R＝RL+k×(RU-RL)，其中k是在1％到100％范围内以1％增长的变量，即k为1％、2％、3％、4％、5％、…、50％、51％、52％、…、95％、96％、97％、98％、99％或100％。此外，如上文所定义的，任何由2个R数字限定的数字范围也被具体地公开了。对于权利要求的任何要素而言，使用术语“任选地”意欲表示该主题要素是要求的，或可选地不被要求的。两种备选方案都意欲处于权利要求的范围内。更宽的术语的使用，如包括、包含、具有等应当被理解为对更窄的术语，例如由…组成，基本上由…组成，大体上由…组成等提供了支持。
因此，保护范围不是由上述说明书进行限制，而是仅由随后的权利要求进行限制，权利要求的范围包括权利要求主题的所有等同物。每个和每一权利要求都作为本公开的实施方式并入本说明书。因此，权利要求为进一步的描述并为本公开实施方式的附加。参考文献的讨论不是承认其为本公开的现有技术，尤其是任何可能具有本申请优先权日之后的公布日的参考文献。在此引用的所有专利、专利申请和出版物的公开通过引用并入，其程度为它们为在此所述的提供补充的示例性过程或其他细节。

Claims (13)

1.井筒应用液组合物，其包括：
阳离子聚合物，
盐水，和
固体，
其中所述阳离子聚合物具有300,000道尔顿到10,000,000道尔顿的分子量；
其中所述盐水以基于所述井筒应用液总体积的95vol.％到99.8vol.％的量存在于所述井筒应用液中；
其中所述固体是选自碳酸铁、碳酸镁、碳酸钙或重晶石、赤铁矿、钛铁矿、碳酸铁、碳酸镁和碳酸钙的组合的加重剂；并且
其中所述井筒应用液在3sec-1到300sec-1的剪切速率下和24℃(75℉)到260℃(500℉)的温度下显示了剪切稀化流变性。
2.根据权利要求1所述的组合物，其中所述阳离子聚合物包括多胺、聚(烯丙胺)、聚烷基卤化铵、聚烯丙基烷基卤化铵、聚乙烯吡咯烷酮、聚乙烯咪唑、乙烯胺和烯丙胺的共聚物、丙烯酰胺和烯丙胺的共聚物、聚二烯丙基二甲基氯化铵均聚物(聚DADMAC)、聚DADMAC-烯丙胺共聚物、聚DADMAC-乙烯吡咯烷酮共聚物、聚DADMAC-乙烯咪唑共聚物、聚DADMAC-丙烯酰胺共聚物、聚乙烯胺、乙烯吡咯烷酮-甲基丙烯酰胺-乙烯咪唑共聚物或其组合。
3.根据权利要求1所述的组合物，其中所述阳离子聚合物是聚二烯丙基二甲基氯化铵均聚物或共聚物。
4.根据权利要求1所述的组合物，其中所述阳离子聚合物未交联。
5.根据权利要求1所述的组合物，其中所述阳离子聚合物以基于所述组合物总重量的0.14kg/L(0.5lb/BBl)到0.43kg/L(15lb/BBl)的量存在。
6.根据权利要求1所述的组合物，其中所述盐水是溴化钠(NaBr)、溴化钙(CaBr2)、溴化锌(ZnBr2)、溴化钾(KBr)、氯化钠(NaCl)、氯化钙(CaCl2)、氯化锌(ZnCl2)、氯化钾(KCl)或其组合。
7.根据权利要求1所述的组合物，其中所述盐水具有1kg/L(8.4lb/gal)到2.3kg/L(19.2lb/gal)的密度。
8.根据权利要求1所述的组合物，其中所述组合物在0.1sec-1到10sec-1的剪切速率下、在24℃(75℉)到260℃(500℉)的温度下维持100厘泊到40,000厘泊的粘度。
9.根据权利要求1所述的组合物，其中所述固体以基于所述组合物总体积的0.28kg/L(1lb/BBl)到1.14kg/L(400lb/BBl)的量存在。
10.根据权利要求1所述的组合物，其中所述固体包括碳酸钙。
11.根据权利要求1所述的组合物，其中所述井筒应用液具有0％到60％的相分离程度。
12.根据权利要求1所述的组合物，其中所述井筒应用液形成稳定的悬浮液。
13.根据权利要求1所述的组合物，其中所述液体作为非牛顿流体。
CN201410162829.1A 2009-02-16 2010-02-11 包括阳离子聚合物的井筒应用液及其使用方法 Pending CN103952127A (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/371,895 US9102865B2 (en) 2009-02-16 2009-02-16 Wellbore servicing fluids comprising cationic polymers and methods of using same
US12/371,895 2009-02-16

Related Parent Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2010800078754A Division CN102317402A (zh) 2009-02-16 2010-02-11 包括阳离子聚合物的井筒应用液及其使用方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN103952127A true CN103952127A (zh) 2014-07-30

Family

ID=42136314

Family Applications (3)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201410162829.1A Pending CN103952127A (zh) 2009-02-16 2010-02-11 包括阳离子聚合物的井筒应用液及其使用方法
CN2010800078754A Pending CN102317402A (zh) 2009-02-16 2010-02-11 包括阳离子聚合物的井筒应用液及其使用方法
CN201510606810.6A Pending CN105154038A (zh) 2009-02-16 2010-02-11 包括阳离子聚合物的井筒应用液及其使用方法

Family Applications After (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN2010800078754A Pending CN102317402A (zh) 2009-02-16 2010-02-11 包括阳离子聚合物的井筒应用液及其使用方法
CN201510606810.6A Pending CN105154038A (zh) 2009-02-16 2010-02-11 包括阳离子聚合物的井筒应用液及其使用方法

Country Status (10)

Country Link
US (1) US9102865B2 (zh)
EP (1) EP2396381A1 (zh)
CN (3) CN103952127A (zh)
AU (1) AU2010213822B9 (zh)
BR (1) BRPI1008247A2 (zh)
CA (1) CA2750987C (zh)
MX (1) MX344584B (zh)
MY (1) MY176932A (zh)
RU (1) RU2527102C2 (zh)
WO (1) WO2010093735A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109370552A (zh) * 2018-10-22 2019-02-22 中国海洋石油集团有限公司 一种延缓油田用调堵剂中的非交联凝胶溶解速度的方法

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100175877A1 (en) * 2006-01-24 2010-07-15 Parris Michael D Method of designing and executing a well treatment
CN102516959B (zh) * 2011-10-30 2014-01-29 中国石油大学(华东) 一种磁流变隔离液及其应用
US10414963B2 (en) * 2013-06-26 2019-09-17 Halliburton Energy Services, Inc. High-temperature crosslinked polymer for use in a well
WO2015020640A1 (en) * 2013-08-06 2015-02-12 Halliburton Energy Services, Inc. Composition for fines agglomeration
US20160215196A1 (en) * 2013-09-06 2016-07-28 Isp Investments Inc. Fluid composition comprising crosslinked polyvinylpyrrolidone for oil field applications
CN103626918B (zh) * 2013-12-13 2015-07-29 山东大学 一种高电荷密度水溶性聚合物的制备方法
US20150184058A1 (en) * 2013-12-31 2015-07-02 Baker Hughes Incorporated Well Cementing Methods and Apparatuses
FR3021053A1 (fr) * 2014-05-13 2015-11-20 Total Sa Compositions de tensio-actifs et de polymeres et leurs utilisations pour la recuperation amelioree d'hydrocarbures
CN106608946B (zh) * 2015-10-21 2019-01-25 中国石油化工股份有限公司 用于钻井液增粘剂共聚缔合物及其制备方法
MX2018008432A (es) 2016-01-07 2019-01-31 Mi Llc Métodos de adquisición de registros.
US10774255B2 (en) 2017-01-11 2020-09-15 Saudi Arabian Oil Company High performance brine viscosifier
CN107353883A (zh) * 2017-07-11 2017-11-17 中石化石油工程技术服务有限公司 一种钻井液、固壁剂及组合应用方法
CN108970241A (zh) * 2018-08-07 2018-12-11 中国地质大学（北京） 一种干酪根制备过程中使用的重液的配制方法
CN110929447B (zh) * 2019-12-20 2020-11-03 西南石油大学 一种稠化酸酸化过程中井筒温度场数值计算方法
US11732176B2 (en) 2021-09-16 2023-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. Liquid plug for wellbore operations

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20050049150A1 (en) * 2003-08-25 2005-03-03 M I Llc. Shale hydration inhibition agent and method of use
US20050067164A1 (en) * 2003-09-25 2005-03-31 Mingjie Ke Scaling inhibitors and method for using the same in high density brines
WO2005124097A1 (en) * 2004-06-17 2005-12-29 Statoil Asa Well treatment

Family Cites Families (37)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4366071A (en) 1976-08-13 1982-12-28 Halliburton Company Oil well treating method and composition
US4374739A (en) 1976-08-13 1983-02-22 Halliburton Company Oil well treating method and composition
US4152274A (en) * 1978-02-09 1979-05-01 Nalco Chemical Company Method for reducing friction loss in a well fracturing process
US4225445A (en) 1978-11-15 1980-09-30 Calgon Corporation Polymers for acid thickening
US4447342A (en) * 1982-04-19 1984-05-08 Halliburton Co. Method of clay stabilization in enhanced oil recovery
US4554081A (en) * 1984-05-21 1985-11-19 Halliburton Company High density well drilling, completion and workover brines, fluid loss reducing additives therefor and methods of use
US4626363A (en) * 1984-08-29 1986-12-02 National Starch And Chemical Corporation Cationic acrylamide emulsion polymer brine thickeners
US5032295A (en) * 1989-04-25 1991-07-16 National Starch And Chemical Investment Holding Corporation Polymers for use in drilling muds
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
US5908814A (en) * 1991-10-28 1999-06-01 M-I L.L.C. Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration
US5424284A (en) * 1991-10-28 1995-06-13 M-I Drilling Fluids Company Drilling fluid additive and method for inhibiting hydration
US5663123A (en) * 1992-07-15 1997-09-02 Kb Technologies Ltd. Polymeric earth support fluid compositions and method for their use
US5359026A (en) * 1993-07-30 1994-10-25 Cargill, Incorporated Poly(lactide) copolymer and process for manufacture thereof
GB9510396D0 (en) * 1995-05-23 1995-07-19 Allied Colloids Ltd Polymers for drilling and reservoir fluids and their use
WO1997026310A1 (en) 1996-01-17 1997-07-24 Great Lakes Chemical Corporation Viscosification of high density brines
US5849674A (en) * 1996-10-15 1998-12-15 Phillips Petroleum Company Compositions and processes for oil field applications
GB2335219B (en) * 1996-11-15 2001-03-07 Tetra Tech Clear brine drill-in fluid
AU1520500A (en) * 1998-11-06 2000-05-29 Baker Hughes Incorporated Drilling fluid systems with improved fluid loss properties
US6281172B1 (en) 1999-04-07 2001-08-28 Akzo Nobel Nv Quaternary nitrogen containing amphoteric water soluble polymers and their use in drilling fluids
US7439209B2 (en) * 1999-11-05 2008-10-21 Baker Hughes Incorporated Drilling fluid systems with improved fluid loss properties
US6502637B2 (en) * 2000-03-27 2003-01-07 Clearwater, Inc. Treating shale and clay in hydrocarbon producing formations
US6450260B1 (en) * 2000-07-07 2002-09-17 Schlumberger Technology Corporation Sand consolidation with flexible gel system
US6476169B1 (en) * 2000-09-28 2002-11-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of reducing subterranean formation water permeability
GB0109087D0 (en) * 2001-04-11 2001-05-30 Ciba Spec Chem Water Treat Ltd Treatment of suspensions
US7183239B2 (en) 2001-12-12 2007-02-27 Clearwater International, Llc Gel plugs and pigs for pipeline use
US7205262B2 (en) * 2001-12-12 2007-04-17 Weatherford/Lamb, Inc. Friction reducing composition and method
US7405188B2 (en) 2001-12-12 2008-07-29 Wsp Chemicals & Technology, Llc Polymeric gel system and compositions for treating keratin substrates containing same
US6831042B2 (en) * 2002-06-17 2004-12-14 Nalco Company Use of anionic dispersion polymers as viscosity modifiers in aqueous drilling fluids
FR2851251B1 (fr) 2003-02-13 2005-04-08 Seppic Sa Nouveaux epaississants cationiques, procede pour leur preparation et composition en contenant
US7398824B1 (en) * 2003-09-25 2008-07-15 Bj Services Company Method for inhibiting or controlling inorganic scale formations with copolymers of acrylamide and quaternary ammonium salts
WO2005085361A2 (en) * 2004-02-27 2005-09-15 University Of Pittsburgh Networked polymeric gels and use of such polymeric gels in hydrocarbon recovery
US20060029625A1 (en) * 2004-08-06 2006-02-09 Niebauer Michael F Personal cleansing composition containing fibers
US7629296B2 (en) 2005-11-16 2009-12-08 Rhodia Inc. Composition and method for thickening heavy aqueous brines with cationic guar
US8158562B2 (en) 2007-04-27 2012-04-17 Clearwater International, Llc Delayed hydrocarbon gel crosslinkers and methods for making and using same
US20090062158A1 (en) * 2007-08-28 2009-03-05 Janice Losasso Rheology modifying agents and methods of modifying fluid rheology use in hydrocarbon recovery
EA201170076A1 (ru) 2008-06-23 2011-08-30 Эм-Ай ДРИЛЛИНГ ФЛЮИДЗ Ю.Кей. ЛИМИТЕД Сополимер для стабилизации сланца и способ его применения
CN101463116B (zh) * 2009-01-12 2011-07-20 成都理工大学 非线型缔合水溶性四元共聚物及其制备方法和用途

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20050049150A1 (en) * 2003-08-25 2005-03-03 M I Llc. Shale hydration inhibition agent and method of use
US20050067164A1 (en) * 2003-09-25 2005-03-31 Mingjie Ke Scaling inhibitors and method for using the same in high density brines
WO2005124097A1 (en) * 2004-06-17 2005-12-29 Statoil Asa Well treatment

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109370552A (zh) * 2018-10-22 2019-02-22 中国海洋石油集团有限公司 一种延缓油田用调堵剂中的非交联凝胶溶解速度的方法

Also Published As

Publication number Publication date
EP2396381A1 (en) 2011-12-21
RU2527102C2 (ru) 2014-08-27
CA2750987C (en) 2017-05-09
AU2010213822B9 (en) 2015-10-01
MX2011007954A (es) 2011-08-15
MX344584B (es) 2016-12-20
CN105154038A (zh) 2015-12-16
MY176932A (en) 2020-08-27
CN102317402A (zh) 2012-01-11
WO2010093735A1 (en) 2010-08-19
AU2010213822A1 (en) 2011-08-18
US20100210482A1 (en) 2010-08-19
AU2010213822B2 (en) 2015-09-03
US9102865B2 (en) 2015-08-11
CA2750987A1 (en) 2010-08-19
RU2011137996A (ru) 2013-03-27
BRPI1008247A2 (pt) 2016-03-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103952127A (zh) 包括阳离子聚合物的井筒应用液及其使用方法
US6140277A (en) Fluids and techniques for hydrocarbon well completion
EP2809742B1 (en) Cellulose nanowhiskers in well services
HUE025298T2 (en) Handle fluid for wetting control of complex rock types and associated procedures
Simjou et al. Polyacrylamide gel polymer as water shut-off system: preparation and investigation of physical and chemical properties in one of the Iranian oil reservoirs conditions
CA2877319C (en) Self-degrading ionically cross-linked biopolymer composition for well treatment
CA2399906C (en) Invert well service fluid and method
US20030216263A1 (en) Fluids and techniques for hydrocarbon well completion
US3516496A (en) Well completion and workover fluid and method of use thereof
CA3137118C (en) Cationic formation stabilizers compatible with anionic friction reducing polymers
Daniel et al. New Visco-Elastic Surfactant Formulations Extend Simultaneous Gravel-Packing and Cake-Cleanup Technique to Higher-Pressure and Higher-Temperature Horizontal Open-Hole Completions: Laboratory Development and a Field Case History From the North Sea.
US8901048B2 (en) Method for drilling using a drilling and completion fluid comprising a phosphate based blend
US20210071059A1 (en) Cationic and anionic shale inhibitors and clay stabilizers
US9234124B2 (en) Dimer acid grafted polymer for stabilizing particulate in a well
CA1193081A (en) Methods of preparing and using non-damaging heavy aqueous well treating fluids
US20240132772A1 (en) Bridging particle and fluid loss control agent
AU2014299302A1 (en) Inhibiting salting out of diutan or scleroglucan in well treatment

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
RJ01 Rejection of invention patent application after publication

Application publication date: 20140730

RJ01 Rejection of invention patent application after publication