CN106543359A - 降失水剂及其制备方法和应用和水基钻井液及其应用 - Google Patents

降失水剂及其制备方法和应用和水基钻井液及其应用 Download PDF

Info

Publication number
CN106543359A
CN106543359A CN201610954015.0A CN201610954015A CN106543359A CN 106543359 A CN106543359 A CN 106543359A CN 201610954015 A CN201610954015 A CN 201610954015A CN 106543359 A CN106543359 A CN 106543359A
Authority
CN
China
Prior art keywords
formula
independently
weight
compound
fluid loss
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
CN201610954015.0A
Other languages
English (en)
Other versions
CN106543359B (zh
Inventor
于培志
薛芸
牛晓
甄玉辉
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.)
China University of Geosciences Beijing
Original Assignee
China University of Geosciences Beijing
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 China University of Geosciences Beijing filed Critical China University of Geosciences Beijing
Priority to CN201610954015.0A priority Critical patent/CN106543359B/zh
Publication of CN106543359A publication Critical patent/CN106543359A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN106543359B publication Critical patent/CN106543359B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
    • C08F220/00—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical or a salt, anhydride ester, amide, imide or nitrile thereof
    • C08F220/02—Monocarboxylic acids having less than ten carbon atoms; Derivatives thereof
    • C08F220/52—Amides or imides
    • C08F220/54—Amides, e.g. N,N-dimethylacrylamide or N-isopropylacrylamide
    • C08F220/56—Acrylamide; Methacrylamide
    • 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
    • C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • C09K8/035—Organic additives
    • 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)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)

Abstract

本发明涉及油气钻井领域，具体地，涉及一种降失水剂及其制备方法和应用和水基钻井液及其应用。该降失水剂含有式(1)所示的结构单元、式(2)所示的结构单元和式(3)所示的结构单元，其中，式(1)所示的结构单元、式(2)所示的结构单元和式(3)所示的结构单元的摩尔比为1：0.1‑0.6：0.2‑1，所述降失水剂的重均分子量为150,000‑900,000g/mol。通过采用本发明的降失水剂于水基钻井液中，能够使得所得水基钻井液具有良好的抗温性能和抗盐性能，且具有较高的封堵性能，滤失量较低。

Description

降失水剂及其制备方法和应用和水基钻井液及其应用
技术领域
本发明涉及油气钻井领域，具体地，涉及一种降失水剂及其制备方法和应用和水基钻井液及其应用。
背景技术
石油和天然气是一种战略性资源，对一个国家的经济安全和社会安全有着重要的影响。随着科技的发展能源技术也在不断发展，浅层的油气越来越不能满足当前我国社会发展的需要，随着浅层油气的逐渐枯竭，油气的勘探开发逐渐转向深部地层。
在深井和超深井勘探开发过程中，钻井液质量是决定整个工程技术能否成功的关键，钻井液技术的高低也是衡量钻井水平高低的重要指标，特别是深井和超深井钻井液水平。在钻井过程中随着井深的增加，井下温度越来越高、压力越来越大，在这种情况下钻井液组分之间的物理化学作用越来越严重，是使钻井液性能发生巨大变化，不易调整和控制。在长裸眼钻井中，多套地层压力系统共同存在同一裸眼井段，且地层安全密度窗口小，对钻井液的性能要求会更高。
塔河油田顺北区块就是一个例子，顺北1-6H完钻井深7832.49m，其中二开井段从2000-6460m，长达4460m，需钻穿白垩系、侏罗系、三叠系、二叠系、石炭系、泥盆系、志留系等这些地层均以泥岩为主，钻进时间长导致泥岩在长时间浸泡作用下容易发生分散失稳，同时井底温度高，预计在160℃，对钻井液的抑制和抗温性能提出了更高的要求。同时，根据邻井顺北1-1和顺北1井资料显示，该地区三叠系、石炭系和志留系砂泥岩互层发育，地层稳定性差，易发生坍塌、掉块等井壁失稳问题，而位于三叠系和志留系中间的二叠系微裂缝发育，地层漏失压力很低，邻区和邻井资料显示二叠系地层钻进时极易出现恶性漏失，自三叠系地层开始二开长裸眼钻进时的安全的密度窗口很小，极易出现又塌又漏的井下复杂情况。
国外在长裸眼泥岩钻井中主要使用抑制性能和润滑性能优异的油基钻井液体系，但油基钻井液体系成本高、对环境污染严重，使其应用受到了一定的限制。而水基钻井液却仍然存在抗温性能不高、抗盐性能较差，难以较好地对目前油气钻井所面临的复杂的井层的堵漏。为此，开发新的用于水基钻井液的处理剂已然是现有的水基钻井液所急需的。
发明内容
本发明的目的在于针对现有的水基钻井液抗温抗盐性能差且难以较好封堵地层滤失量大的缺陷，提供了一种能够提高水基钻井液抗温抗盐性能以及堵漏能力的降失水剂及其制备方法和应用和水基钻井液及其应用
为了实现上述目的，本发明提供一种降失水剂，该降失水剂含有式(1)所示的结构单元、式(2)所示的结构单元和式(3)所示的结构单元，其中，式(1)所示的结构单元、式(2)所示的结构单元和式(3)所示的结构单元的摩尔比为1：0.1-0.6：0.2-1，所述降失水剂的重均分子量为150,000-900,000g/mol：
式(1)式(2)式(3)
其中，R1为C0-C6的亚烷基；R1′和R1″各自独立地为H和C1-C6的烷基；R2、R3、R4、R5和R6中至少有一个为-SO3M，其他的各自独立地选自H、C1-C6的烷基和C1-C6的烷氧基；R2′和R2″各自独立地为H和C1-C6的烷基；R7为C1-C6的亚烷基；R3′和R3″各自独立地为H和C1-C6的烷基；各个M各自独立地为H和碱金属元素。
本发明还提供了一种降失水剂的制备方法，该方法包括：在含水溶剂中，在氧化还原型引发剂和链转移剂存在下，将式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物和式(3-a)所示的化合物进行共聚合反应，其中，式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物和式(3-a)所示的化合物的摩尔比为1：0.1-0.6：0.2-1，所述共聚合反应使得所得的共聚物的重均分子量为150,000-900,000g/mol；
式(1-a)式(2-a)式(3-a)
其中，R1为C0-C6的亚烷基；R1′和R1″各自独立地为H和C1-C6的烷基；R2、R3、R4、R5和R6中至少有一个为-SO3M，其他的各自独立地选自H、C1-C6的烷基和C1-C6的烷氧基；R2′和R2″各自独立地为H和C1-C6的烷基；R7为C1-C6的亚烷基；R3′和R3″各自独立地为H和C1-C6的烷基；各个M各自独立地为H和碱金属元素。
本发明还提供了由上述方法制得的降失水剂。
本发明还提供了上述降失水剂作为钻井液处理剂的应用。
本发明提供了含有上述降失水剂的水基钻井液。
本发明还提供了上述水基钻井液在油气钻井中的应用。
通过采用本发明的降失水剂于水基钻井液中，能够使得所得水基钻井液具有良好的抗温性能和抗盐性能，且具有较高的封堵性能，滤失量较低。
本发明的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
具体实施方式
以下对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
本发明提供一种降失水剂，该降失水剂式(1)所示的结构单元、式(2)所示的结构单元和式(3)所示的结构单元，其中，式(1)所示的结构单元、式(2)所示的结构单元和式(3)所示的结构单元的摩尔比为1：0.1-0.6：0.2-1，所述降失水剂的重均分子量为150,000-900,000g/mol：
式(1)式(2)式(3)
其中，R1为C0-C6的亚烷基；R1′和R1″各自独立地为H和C1-C6的烷基；R2、R3、R4、R5和R6中至少有一个为-SO3M，其他的各自独立地选自H、C1-C6的烷基和C1-C6的烷氧基；R2′和R2″各自独立地为H和C1-C6的烷基；R7为C1-C6的亚烷基；R3′和R3″各自独立地为H和C1-C6的烷基；各个M各自独立地为H和碱金属元素。
根据本发明，所述降失水剂在维持本发明范围的分子量下通过特定比例的式(1)所示的结构单元、式(2)所示的结构单元和式(3)所示的结构单元之间的配合作用，从而使得含有所述降失水剂的水基钻井液获得优良的抗温抗盐性能。
根据本发明，上述C1-C6的烷基例如可以为甲基、乙基、正丙基、异丙基、正丁基、异丁基、仲丁基、叔丁基、正戊基、异戊基、正己基等。
上述C0-C6的亚烷基例如可以是C0的亚烷基和上述C1-C6的烷基形成的亚烷基，其中，C0的亚烷基可以认为该基团两端的基团直接相接，从而C0的亚烷基以连接键存在，也可认为是不存在。
上述C1-C6的烷氧基可以是上述C1-C6的烷基形成的烷氧基。
根据本发明，优选情况下，R1为C0-C4的亚烷基；R1′和R1″各自独立地为H和C1-C4的烷基；R2、R3、R4、R5和R6中至少有一个为-SO3M，其他的各自独立地选自H、C1-C4的烷基和C1-C4的烷氧基；R2′和R2″各自独立地为H和C1-C4的烷基；R7为C2-C6的亚烷基；R3′和R3″各自独立地为H和C1-C4的烷基；各个M各自独立地为H、Li、Na和K。
更优选地，R1为C0的亚烷基、-CH2-、-CH2-CH2-或-CH2-CH2-CH2-；R1′和R1″各自独立地为H、甲基、乙基和丙基；R2、R3、R4、R5和R6中至少有一个为-SO3M，其他的各自独立地选自H、甲基、乙基、甲氧基和乙氧基；R2′和R2″各自独立地为H、甲基、乙基和丙基；R7为-CH2-CH2-、-CH2-CH2-CH2-、-CHCH3-CH2-、-CH2-CH2-CH2-CH2-、-C(CH3)2-CH2-、-CH2-C(CH3)2-或-CH2-CHCH3-CH2-；R3′和R3″各自独立地为H、甲基、乙基和丙基；各个M各自独立地为H和Na。
在本发明的一种优选的实施方式中，R4为-SO3M，R2、R3、R5和R6各自独立地选自H、甲基、乙基、甲氧基和乙氧基。
根据本发明，尽管所述降失水剂中，式(1)所示的结构单元、式(2)所示的结构单元和式(3)所示的结构单元的摩尔比为1：0.1-0.6：0.2-1即可获得效果较为优异的降失水剂，但是为了能够获得性能更为优良的降失水剂，优选地，式(1)所示的结构单元、式(2)所示的结构单元和式(3)所示的结构单元的摩尔比为1：0.1-0.5：0.4-0.8，更优选为1：0.1-0.3：0.4-0.7。
根据本发明，上述降失水剂的重均分子量在150,000-900,000g/mol范围内进行选择，出了提高所得降失水剂的抗温抗盐和降滤失性能考虑，优选地，所述降失水剂的重均分子量为200,000-600,000g/mol，更优选为250,000-500,000g/mol，例如为290,000-420,000g/mol。
根据本发明，所述降失水剂含有由式(1)所示的结构单元、式(2)所示的结构单元和式(3)所示的结构单元，特别优选为是由式(1)所示的结构单元、式(2)所示的结构单元和式(3)所示的结构单元构成的线性无规共聚物。
本发明还提供了一种降失水剂的制备方法，该方法包括：在含水溶剂中，在氧化还原型引发剂和链转移剂存在下，将式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物和式(3-a)所示的化合物进行共聚合反应，其中，式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物和式(3-a)所示的化合物的摩尔比为1：0.1-0.6：0.2-1，所述共聚合反应使得所得的共聚物的重均分子量为150,000-900,000g/mol；
式(1-a)式(2-a)式(3-a)
其中，R1为C0-C6的亚烷基；R2、R3、R4、R5和R6中至少有一个为-SO3M，其他的各自独立地选自H、C1-C6的烷基和C1-C6的烷氧基；R7为C1-C6的亚烷基；各个M各自独立地为H和碱金属元素。
根据本发明，上述式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物和式(3-a)所示的化合物及其涉及的各个基团可以分别根据上文中所描述的式(1)所示的结构单元、式(2)所示的结构单元和式(3)所示的结构单元进行具体的选择。
其中，上述式(1-a)所示的化合物的具体实例例如可以包括以下式所示的化合物中的一种或多种：
式(1-a-1)：R1为C0的亚烷基，R1′和R1″均为H(也称作丙烯酰胺)；
式(1-a-2)：R1为C0的亚烷基，R1′为甲基，R1″为H(也称作甲基丙烯酰胺)；
式(1-a-3)：R1为-CH2-，R1′和R1″均为H。
其中，上述式(2-a)所示的化合物的具体实例例如可以包括以下式所示的化合物中的一种或多种：
式(2-a-1)：R4为-SO3Na，R2、R3、R5和R6为H，R2′和R2″均为H(对苯乙烯磺酸钠)；
式(2-a-2)：R4为-SO3H，R2、R3、R5和R6为H，R2′和R2″均为H(对苯乙烯磺酸)。
其中，上述式(3-a)所示的化合物的具体实例例如可以包括以下式所示的化合物中的一种或多种：
式(3-a-1)：R7为-C(CH3)2-CH2-，R3′和R3″为H，M为H(2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸)；
式(3-a-2)：R7为-C(CH3)2-CH2-，R3′和R3″为H，M为Na(2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸)；
式(3-a-3)：R7为-C(CH3)2-CH2-，R3′为甲基，R3″为H，M为H(2-甲基丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸)；
式(3-a-4)：R7为-C(CH3)2-CH2-，R3′为甲基，R3″为H，M为Na(2-甲基丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠)。
根据本发明，上述式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物和式(3-a)所示的化合物的用量摩尔比为1：0.1-0.6：0.2-1，为了能够获得性能更为优良的降失水剂，优选地，式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物和式(3-a)所示的化合物的摩尔比为1：0.1-0.5：0.4-0.8，更优选为1：0.1-0.3：0.4-0.7。
根据本发明，如上所述的，本发明的降失水剂的重均分子量为150,000-900,000g/mol，优选为200,000-600,000g/mol，更优选为250,000-500,000g/mol，例如为290,000-420,000g/mol。为了能够获得该重均分子量的降失水剂，所述共聚合反应使得所得的共聚物的重均分子量为150,000-900,000g/mol，优选为200,000-600,000g/mol更优选为250,000-500,000g/mol，例如为290,000-420,000g/mol。
根据本发明，所述含水溶剂可以是水，也可以是含有不影响本发明的共聚合反应的其他溶剂(例如甲醇、乙醇、丙醇等)的水的混合液。所述含水溶剂的用量可以根据所需的降失水剂的分子量进行适当地调整，优选地，以含水溶剂、式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物和式(3-a)所示的化合物的总重量为基准，所述式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物和式(3-a)所示的化合物的总含量为15-35重量％，更优选为20-30重量％，例如为20-25重量％。
根据本发明，本发明采用氧化还原型引发剂体系来引发本发明的上述单体的聚合，本发明对所述氧化还原型引发剂体系的种类并无特别的限定，可以采用本领域常规的各种氧化还原型引发剂体系。优选地，所述氧化还原型引发剂中的氧化剂为过硫酸铵、过硫酸钾、过硫酸钠、过氧化氢、次氯酸钠、高锰酸钾、过硼酸钾和过硼酸钠中的一种或多种，优选为过硫酸铵、过硫酸钾和过硫酸钠中的一种或多种。优选地，所述氧化还原型引发剂中的还原剂为亚硫酸钠、亚硫酸钾、硫代硫酸钠、硫代硫酸钾、硫化钠和硫化氢中的一种或多种，优选为亚硫酸钠和/或硫酸钾。为了能够更好地引发得到本发明所需的降失水剂，优选地，所述氧化还原型引发剂中的氧化剂和还原剂的摩尔比为1：0.5-2，优选为1：0.5-1.3，更优选为1：0.6-0.8。
根据本发明，所述氧化还原型引发剂的用量可以根据所需的降失水剂的分子量进行适当地调整，优选地，相对于式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物和式(3-a)所示的化合物的总重量，所述氧化还原型引发剂的用量为0.05-2重量％，优选为0.2-1重量％，更优选为0.2-0.5重量％。
根据本发明，所述链转移剂也可以调控本发明的降失水剂的分子量等，本发明对所述链转移剂的种类并无特别的限定，只要能够用于制备本发明的降失水剂即可，优选地，所述链转移剂为巯基乙酸、巯基丙酸、巯基乙醇、巯基丙醇、甲酸钠、乙酸钠和脂肪族硫醇(例如十二烷基硫醇)中的一种或多种。其中，优选地，相对于式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物和式(3-a)所示的化合物的总重量，所述链转移剂的用量为0.1-5重量％，优选为0.2-1重量％。采用该用量范围的降失水剂能够更好地配合本发明的共聚合反应条件制得本发明所需的降失水剂。
根据本发明，优选情况下，所述共聚合反应的条件包括：pH值为8-9，温度为50-70℃，时间为5-8h(优选6-7h)。其中，反应体系的pH值可以采用本领域常规的酸和碱进行调节，通常上述单体提供的反应体系为酸性，为此可以采用碱金属氢氧化物(例如氢氧化钠、氢氧化钾等)进行调节。
根据本发明，在进行共聚合反应前，还包括对反应体系进行除氧，以此保持本发明所采用的氧化还原型引发剂的活性，例如采用通入非活泼性气体(氮气、氦气、氖气、氩气等中的一种或多种)的方式，通入时间例如可以为10-60min。
在本发明的一种优选的实施方式中，上述方法包括：将式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物、式(3-a)所示的化合物和含水溶剂进行混合，并调节pH至8-9，而后通入非活泼性气体已除氧，在温度达到共聚合反应温度时，引入氧化还原型引发剂和链转移剂以进行所述共聚合反应。
根据本发明，为了能够将所述降失水剂提取出来，本发明的方法还可以包括：将共聚合反应所得的产物进行沉淀(例如采用引用丙酮的方式来产生沉淀)并洗涤所得沉淀并干燥(例如在80-120℃下干燥1-3h)。
本发明还提供了由上述方法制得的降失水剂。该降失水剂只要通过上述方法制得即为本发明这里所要求的降失水剂，不过具体地的描述仍可以参见上文中对降失水剂的描述。
本发明还提供了上述降失水剂作为钻井液处理剂的应用。本发明的上述降失水剂在用于钻井液中能够使得所得的钻井液具有更好的抗温、抗盐性能，且滤失量较低，封堵性良好。
本发明提供了含有上述降失水剂的水基钻井液。
根据本发明，如上所述的，在所述水基钻井液中含有本发明的降失水剂时，能够使得所得的钻井液具有更好的抗温、抗盐性能，且滤失量较低，封堵性良好。所述降失水剂的用量可以根据所需的钻井液的性能和具体的地层结构进行选择，优选地，相对于100重量份的所述水基钻井液中的水，所述降失水剂的含量为0.3-1.5重量份。
根据本发明，除了上述降失水剂和水以外，所述水基钻井液还可以含有本领域常规的各种添加剂，优选情况下，本发明的钻井液含有膨润土、pH值调节剂、封堵剂、包被剂、降粘抑制剂、页岩抑制剂、成膜剂、加重剂、降滤失剂等中的一种或多种。
其中，所述膨润土是指以蒙脱石为主要矿物成分的粘土，其具有赋予钻井液粘切力和滤失造壁性的作用，例如可以为钠基膨润土和/或钙基膨润土，优选为钠基膨润土。更优选地，相对于100重量份的所述水基钻井液中的水，所述膨润土的含量为3-5重量份。
其中，pH值调节剂具有调节所述水基钻井液的pH值的作用，例如可以为Na2CO3、K2CO3、NaHCO3等中的一种或多种。更优选地，相对于100重量份的所述水基钻井液中的水，所述pH值调节剂的含量为0.1-0.2重量份。
其中，所述包被剂具有抑制钻屑水化膨胀和分散的功能，例如可以为阳离子乳液聚合物(例如为聚丙烯酰胺钾盐、聚丙烯酸钾等)和聚阴离子纤维素钾盐中的一种或多种。更优选地，相对于100重量份的所述水基钻井液中的水，所述包被剂的含量为0.2-0.6重量份。
其中，所述封堵剂具有提高钻井液封堵防塌性能样的作用，例如可以为低软化点乳化沥青、高软化点乳化沥青、乳化石蜡、磺化沥青粉和随钻堵漏剂中的一种或多种。更优选地，相对于100重量份的所述水基钻井液中的水，所述封堵剂的含量为1-10重量份。
其中，所述降粘抑制剂具有优良的抑制地层造浆和提高井壁稳定性的作用，例如可以为磺化苯乙烯-马来酸酐共聚物、有机硅醇、铁铬木质素磺酸盐、磺甲基丹宁、两性离子聚合物稀释剂-27和X-40聚合物型降粘剂中的一种或多种。更优选地，相对于100重量份的所述水基钻井液中的水，所述降粘抑制剂的含量为0.5-1.5重量份。
其中，所述页岩抑制剂具有抑制页岩水化膨胀和分散，主要起稳定井壁作用，例如可以为水解聚丙烯腈钾盐、水解聚丙烯腈铵盐和水解聚丙烯酸钾中的一种或多种。更优选地，相对于100重量份的所述水基钻井液中的水，所述抑制剂的含量为0.3-0.5重量份。
根据本发明，所述成膜剂具有在井壁成膜起到稳定井壁和降低失水的作用，例如可以为聚合醇、硅酸盐和甲基葡萄糖甙中的一种或多种。更优选地，相对于100重量份的所述水基钻井液中的水，所述成膜剂的含量为0.5-1重量份。
其中，所述加重剂的作用为调节钻井液的密度达到所需密度，例如可以为重晶石、石灰石、铁矿和钛铁矿中的一种或多种。更优选地，相对于100重量份的所述水基钻井液中的水，所述加重剂的含量为10-200重量份。
其中，所述降滤失剂具有抗温抗盐性能，能有效降低高温高压滤失量，同时不影响钻井液体系的抑制性能，例如可以为磺化酚醛树脂(SMP)、磺甲基酚醛树脂(例如牌号为SMP-I、SMP-II)、磺化褐煤树脂(例如牌号为SPNH)等中的一种或多种。更优选地，相对于100重量份的所述水基钻井液中的水，所述降滤失剂的含量为1.5-5重量份。
上述添加剂为的各种物质可以是市售品，也可以根据本领域常规的方法制得，这里不再赘述。
本发明还提供了上述水基钻井液在油气钻井中的应用。
根据本发明，通过将本发明的降失水剂用于水基钻井液中，可以获得抗温抗盐效果优良的水基钻井液，且封堵效果优越。
以下将通过实施例对本发明进行详细描述。
以下实施例和对比例中：
重均分子量是采用GPC凝胶色谱(实验仪器为美国waters公司的凝胶色谱仪，型号为E2695)进行测量。
实施例1
本实施例用于说明本发明的降失水剂及其制备方法。
将总重量30g的丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(摩尔比为1：0.2：0.5)溶于水中，以制得浓度为25重量％的单体溶液；采用NaOH溶液调节pH值8，并通入氮气30min以除氧；而后在60℃下加入硫代乙醇酸(其用量为丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的总重量的0.1重量％)、过硫酸铵和亚硫酸钠(过硫酸铵和亚硫酸钠的摩尔比为1：0.8，它们的总用量为丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的总重量的0.3重量％)，并恒温反应6h；将所得产物用丙酮沉淀，并洗涤沉淀，而后于105℃下干燥2h，得到共聚物固体进行粉碎备用，即为降失水剂A1。
经红外、核磁共振氢谱和碳谱分析检测，所得降失水剂中丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸提供的结构单元的摩尔比为1：0.1：0.4，该降失水剂的重均分子量为420,000g/mol，重均分子量分布系数为1.9。
实施例2
本实施例用于说明本发明的降失水剂及其制备方法。
将总重量为30g的丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(摩尔比为1：0.3：0.8)溶于水中，以制得浓度为20重量％的单体溶液；采用NaOH溶液调节pH值9，并通入氮气25min以除氧；而后在70℃下加入硫代乙醇酸(其用量为丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的总重量的0.5重量％)、过硫酸铵和亚硫酸钠(过硫酸铵和亚硫酸钠的摩尔比为1：0.7，它们的总用量为丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的总重量的0.5重量％)，并恒温反应6h；将所得产物用丙酮沉淀，并洗涤沉淀，而后于100℃下干燥2h，得到共聚物固体进行粉碎备用，即为降失水剂A2。
经红外、核磁共振氢谱和碳谱分析检测，所得降失水剂中丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸提供的结构单元的摩尔比为1：0.3：0.7，该降失水剂的重均分子量为290,000g/mol，重均分子量分布系数为2.1。
实施例3
本实施例用于说明本发明的降失水剂及其制备方法。
将总重量为30g的甲基丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(摩尔比为1：0.2：0.6)溶于水中，以制得浓度为25重量％的单体溶液；采用NaOH溶液调节pH值8，并通入氮气35min以除氧；而后在60℃下加入硫代乙醇酸(其用量为甲基丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的总重量的0.2重量％)、过硫酸铵和亚硫酸钠(过硫酸铵和亚硫酸钠的摩尔比为1：0.8，它们的总用量为甲基丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的总重量的0.4重量％)，并恒温反应7h；将所得产物用丙酮沉淀，并洗涤沉淀，而后于100℃下干燥24h，得到共聚物固体进行粉碎备用，即为降失水剂A3。
经红外、核磁共振氢谱和碳谱分析检测，所得降失水剂中甲基丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸提供的结构单元的摩尔比为1：0.1：0.6，该降失水剂的重均分子量为370,000g/mol，重均分子量分布系数为2.0。
实施例4
本实施例用于说明本发明的降失水剂及其制备方法。
根据实施例1所述的方法，不同的是，引发剂(即过硫酸铵和亚硫酸钠的组合)的用量为丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的总重量的1重量％；单体溶液的浓度为17重量％，从而得到降失水剂A4。
经红外、核磁共振氢谱和碳谱分析检测，所得降失水剂中丙烯酰胺、苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸提供的结构单元的摩尔比为1：0.1：0.5，该降失水剂的重均分子量为150,000g/mol，重均分子量分布系数为1.8。
实施例5
本实施例用于说明本发明的降失水剂及其制备方法。
根据实施例1所述的方法，不同的是，引发剂(即过硫酸铵和亚硫酸钠的组合)的用量为丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的总重量的0.05重量％；单体溶液的浓度为30重量％，且聚合反应时长为10h，从而得到降失水剂A4。
经红外、核磁共振氢谱和碳谱分析检测，所得降失水剂中丙烯酰胺、苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸提供的结构单元的摩尔比为1：0.2：0.5，该降失水剂的重均分子量为850,000g/mol，重均分子量分布系数为2.1。
对比例1
根据实施例1所述的方法，不同的是，引发剂(即过硫酸铵和亚硫酸钠的组合)的用量为丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的总重量的3重量％；单体溶液的浓度为10重量％，且聚合反应时长为5h，从而得到降失水剂DA1。
经红外、核磁共振氢谱和碳谱分析检测，所得降失水剂中丙烯酰胺、苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸提供的结构单元的摩尔比为1：0.2：0.6，该降失水剂的重均分子量为100,000g/mol，重均分子量分布系数为3.2。
对比例2
根据实施例1所述的方法，不同的是，硫代乙醇酸的用量为丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的总重量的0.05重量％；引发剂(即过硫酸铵和亚硫酸钠的组合)的用量为丙烯酰胺、对苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的总重量的0.01重量％；单体溶液的浓度为35重量％，且聚合反应时长为11h，从而得到降失水剂DA2。
经红外、核磁共振氢谱和碳谱分析检测，所得降失水剂中丙烯酰胺、苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸提供的结构单元的摩尔比为1：0.3：0.5，该降失水剂的重均分子量为1,000,000g/mol，重均分子量分布系数为3.1。
钻井液实施例1
本实施例用于说明本发明的水基钻井液。
钻井液配方：100重量份的水，1重量份的降失水剂A1，3重量份的钠基膨润土(购自河南龙翔石油助剂有限公司P-12牌号)，0.2重量份的Na2CO3，0.3重量份的阳离子乳液聚合物(购自河南龙翔石油助剂有限公司牌号DS-301)，3重量份的阳高软化点乳化沥青(购自河南龙翔石油助剂有限公司牌号RHJ-3)，0.5重量份的有机硅醇降粘抑制剂(购自河南龙翔石油助剂有限公司牌号DS-302)，0.5重量份的胺基页岩抑制剂(购自河南龙翔石油助剂有限公司牌号HPA)，0.8重量份的成膜剂(购自河南龙翔石油助剂有限公司牌号CMJ-1-3)，2重量份的磺化酚醛树脂(购自河南龙翔石油助剂有限公司牌号SMP)，3重量份的磺化褐煤树脂(购自河南龙翔石油助剂有限公司牌号RHJ-3)；从而制得钻井液Y1，其密度为1.52g/cm3。
钻井液实施例2-5
本实施例用于说明本发明的水基钻井液。
根据钻井液实施例1的配方，不同的是，分别采用降失水剂A2-A5替换降失水剂A1，从而分别制得钻井液Y2-Y5，其密度均为1.52g/cm3。
钻井液对比例1-2
根据钻井液实施例1的配方，不同的是，分别采用降失水剂DA1-DA2替换降失水剂A1，从而分别制得钻井液DY1-DY2，其密度均为1.52g/cm3。
钻井液对比例3
根据钻井液实施例1的配方，不同的是，不加入降失水剂A1，从而制得钻井液DY3，其密度为1.52g/cm3。
测试例1
分别在老化前和160℃老化16h后，测量上述钻井液的密度、表观黏度(AV)、塑性黏度(PV)、动切力(YP)、中压滤失量(API)和高温高压滤失量(HTHP)，结果见表1所示。
塑性粘度(PV)是采用范式六速粘度计根据国家标准GB/T29170-2012中规定的方法进行测量的，单位为mPa·s，PV＝θ600-θ300。
表观粘度(AV)是采用范式六速粘度计根据国家标准GB/T29170-2012中规定的方法进行测量的，单位为mPa·s，
动切力(YP)是采用范式六速粘度计根据国家标准GB/T29170-2012中规定的方法进行测量的，YP＝0.5(2θ300-θ600)，单位为Pa。
HTHP是指高温高压滤失量，是采用高温高压滤失仪根据国家标准GB/T29170-2012中规定的方法进行测量的，单位为mL。
API是指中压滤失量，是采用中压滤失仪根据SY/T 5621-93标准中的方法进行测量的，单位为mL。
表1
通过表1的数据可以看出，本申请的实施例所得的钻井液具有更为适宜的流变性和更小的滤失量，其中，老化前，表观粘度(AV)例如可以达到35-55mPa·s，优选为40-50mPa·s；塑性粘度(PV)例如可以达到20-40mPa·s，优选为29-32mPa·s；中压滤失量API在6mL以下，优选为5mL以下；160℃老化16h后，表观粘度(AV)例如可以达到25-40mPa·s，优选为30-35mPa·s；塑性粘度(PV)例如可以达到15-30mPa·s，优选为24-27mPa·s；中压滤失量API在6mL以下，优选为5mL以下；高温高压滤失量HTHP在15mL以下，优选为11mL以下。
测试例2
将老化后的钻井液配制为具有一定盐浓度(具体见表2所示)的体系，并测量上述各个参数，以及泥饼厚度，结果见表2所示。
泥饼是指钻井液在过滤过程中沉积在过滤介质(滤纸)上的固相沉积物，根据API国际通用标准测量的。
表2
通过表2的数据可以看出，本申请的实施例所得的钻井液在高盐含量下仍然具有更为适宜的流变性和更小的滤失量。
其中，NaCl盐体系下，表观粘度(AV)例如可以达到20-40mPa·s，优选为23-32mPa·s；塑性粘度(PV)例如可以达到15-30mPa·s，优选为18-25mPa·s；中压滤失量API在8mL以下，优选为6mL以下；高温高压滤失量HTHP在17mL以下，优选为14mL以下。
其中，CaCl2盐体系下，表观粘度(AV)例如可以达到20-40mPa·s，优选为22-30mPa·s；塑性粘度(PV)例如可以达到15-25mPa·s，优选为16-24mPa·s；中压滤失量API在9mL以下，优选为7mL以下；高温高压滤失量HTHP在18mL以下，优选为14mL以下。
其中，KCl盐体系下，表观粘度(AV)例如可以达到21-35mPa·s，优选为21-33mPa·s；塑性粘度(PV)例如可以达到18-26mPa·s，优选为20-26mPa·s；中压滤失量API在9mL以下，优选为6mL以下；高温高压滤失量HTHP在16mL以下，优选为12mL以下。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合，为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。

Claims (15)

1.一种降失水剂，其特征在于，该降失水剂含有式(1)所示的结构单元、式(2)所示的结构单元和式(3)所示的结构单元，其中，式(1)所示的结构单元、式(2)所示的结构单元和式(3)所示的结构单元的摩尔比为1：0.1-0.6：0.2-1，所述降失水剂的重均分子量为150,000-900,000g/mol：
其中，R1为C0-C6的亚烷基；R1'和R1”各自独立地为H和C1-C6的烷基；R2、R3、R4、R5和R6中至少有一个为-SO3M，其他的各自独立地选自H、C1-C6的烷基和C1-C6的烷氧基；R2'和R2”各自独立地为H和C1-C6的烷基；R7为C1-C6的亚烷基；R3'和R3”各自独立地为H和C1-C6的烷基；各个M各自独立地为H和碱金属元素。
2.根据权利要求1所述的降失水剂，其中，R1为C0-C4的亚烷基；R1'和R1”各自独立地为H和C1-C4的烷基；R2、R3、R4、R5和R6中至少有一个为-SO3M，其他的各自独立地选自H、C1-C4的烷基和C1-C4的烷氧基；R2'和R2”各自独立地为H和C1-C4的烷基；R7为C2-C6的亚烷基；R3'和R3”各自独立地为H和C1-C4的烷基；各个M各自独立地为H、Li、Na和K；
优选地，R1为C0的亚烷基、-CH2-、-CH2-CH2-或-CH2-CH2-CH2-；R1'和R1”各自独立地为H、甲基、乙基和丙基；R2、R3、R4、R5和R6中至少有一个为-SO3M，其他的各自独立地选自H、甲基、乙基、甲氧基和乙氧基；R2'和R2”各自独立地为H、甲基、乙基和丙基；R7为-CH2-CH2-、-CH2-CH2-CH2-、-CHCH3-CH2-、-CH2-CH2-CH2-CH2-、-C(CH3)2-CH2-、-CH2-C(CH3)2-或-CH2-CHCH3-CH2-；R3'和R3”各自独立地为H、甲基、乙基和丙基；各个M各自独立地为H和Na。
3.根据权利要求1或2所述的降失水剂，其中，式(1)所示的结构单元、式(2)所示的结构单元和式(3)所示的结构单元的摩尔比为1：0.1-0.5：0.4-0.8，优选为1：0.1-0.3：0.4-0.7；
优选地，所述降失水剂的重均分子量为200,000-600,000g/mol，更优选为250,000-500,000g/mol。
4.一种降失水剂的制备方法，其特征在于，该方法包括：在含水溶剂中，在氧化还原型引发剂和链转移剂存在下，将式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物和式(3-a)所示的化合物进行共聚合反应，其中，式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物和式(3-a)所示的化合物的摩尔比为1：0.1-0.6：0.2-1，所述共聚合反应使得所得的共聚物的重均分子量为150,000-900,000g/mol；
其中，R1为C0-C6的亚烷基；R1'和R1”各自独立地为H和C1-C6的烷基；R2、R3、R4、R5和R6中至少有一个为-SO3M，其他的各自独立地选自H、C1-C6的烷基和C1-C6的烷氧基；R2'和R2”各自独立地为H和C1-C6的烷基；R7为C1-C6的亚烷基；R3'和R3”各自独立地为H和C1-C6的烷基；各个M各自独立地为H和碱金属元素。
5.根据权利要求4所述的方法，其中，R1为C0-C4的亚烷基；R1'和R1”各自独立地为H和C1-C4的烷基；R2、R3、R4、R5和R6中至少有一个为-SO3M，其他的各自独立地选自H、C1-C4的烷基和C1-C4的烷氧基；R2'和R2”各自独立地为H和C1-C4的烷基；R7为C2-C6的亚烷基；R3'和R3”各自独立地为H和C1-C4的烷基；各个M各自独立地为H、Li、Na和K；
优选地，R1为C0的亚烷基、-CH2-、-CH2-CH2-或-CH2-CH2-CH2-；R1'和R1”各自独立地为H、甲基、乙基和丙基；R2、R3、R4、R5和R6中至少有一个为-SO3M，其他的各自独立地选自H、甲基、乙基、甲氧基和乙氧基；R2'和R2”各自独立地为H、甲基、乙基和丙基；R7为-CH2-CH2-、-CH2-CH2-CH2-、-CHCH3-CH2-、-CH2-CH2-CH2-CH2-、-C(CH3)2-CH2-、-CH2-C(CH3)2-或-CH2-CHCH3-CH2-；R3'和R3”各自独立地为H、甲基、乙基和丙基；各个M各自独立地为H和Na。
6.根据权利要求4或5所述的方法，其中，所述氧化还原型引发剂中的氧化剂为过硫酸铵、过硫酸钾、过硫酸钠、过氧化氢、次氯酸钠、高锰酸钾、过硼酸钾和过硼酸钠中的一种或多种；所述氧化还原型引发剂中的还原剂为亚硫酸钠、亚硫酸钾、硫代硫酸钠、硫代硫酸钾、硫化钠和硫化氢和中的一种或多种；
优选地，所述氧化还原型引发剂中的氧化剂和还原剂的摩尔比为1：0.5-2，优选为1：0.5-1.3；
优选地，相对于式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物和式(3-a)所示的化合物的总重量，所述氧化还原型引发剂的用量为0.05-2重量％，优选为0.2-1重量％。
7.根据权利要求4或5所述的方法，其中，所述链转移剂为巯基乙酸、巯基丙酸、巯基乙醇、巯基丙醇、甲酸钠、乙酸钠和脂肪族硫醇中的一种或多种；
优选地，相对于式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物和式(3-a)所示的化合物的总重量，所述链转移剂的用量为0.1-5重量％，优选为0.2-1重量％。
8.根据权利要求4或5所述的方法，其中，以含水溶剂、式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物和式(3-a)所示的化合物的总重量为基准，所述式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物和式(3-a)所示的化合物的总含量为15-35重量％，优选为20-30重量％。
9.根据权利要求4或5所述的方法，其中，式(1-a)所示的化合物、式(2-a)所示的化合物和式(3-a)所示的化合物的摩尔比为1：0.1-0.5：0.4-0.8，更优选为1：0.1-0.3：0.4-0.7；
优选地，所述共聚合反应使得所得的共聚物的重均分子量为200,000-600,000g/mol，更优选为250,000-500,000g/mol。
10.根据权利要求4-9中任意一项所述的方法，其中，所述共聚合反应的条件包括：pH值为8-9，温度为50-70℃，时间为5-8h。
11.由权利要求4-10中任意一项所述的方法制得的降失水剂。
12.权利要求1-3和11中任意一项所述的降失水剂作为钻井液处理剂的应用。
13.一种含有权利要求1-3和11中任意一项所述的降失水剂的水基钻井液。
14.根据权利要求13所述的水基钻井液，其中，相对于100重量份的水基钻井液中的水，所述降失水剂的用量为0.3-1.5重量份。
15.权利要求13或14所述的水基钻井液在油气钻井中的应用。
CN201610954015.0A 2016-11-03 2016-11-03 降失水剂及其制备方法和应用和水基钻井液及其应用 Expired - Fee Related CN106543359B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201610954015.0A CN106543359B (zh) 2016-11-03 2016-11-03 降失水剂及其制备方法和应用和水基钻井液及其应用

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201610954015.0A CN106543359B (zh) 2016-11-03 2016-11-03 降失水剂及其制备方法和应用和水基钻井液及其应用

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN106543359A true CN106543359A (zh) 2017-03-29
CN106543359B CN106543359B (zh) 2019-07-12

Family

ID=58393034

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201610954015.0A Expired - Fee Related CN106543359B (zh) 2016-11-03 2016-11-03 降失水剂及其制备方法和应用和水基钻井液及其应用

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN106543359B (zh)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109337658A (zh) * 2018-12-03 2019-02-15 重庆力宏精细化工有限公司 一种水基钻井液添加剂及其钻井液和制备方法
CN109694701A (zh) * 2017-10-20 2019-04-30 湖北汉科新技术股份有限公司 一种暂堵修井液及其暂堵剂、制备和使用方法
CN110157397A (zh) * 2019-05-23 2019-08-23 新疆格瑞迪斯石油技术股份有限公司 一种钻井液用纳米成膜堵漏剂及其制备方法和应用
US20220073662A1 (en) * 2020-09-09 2022-03-10 Saudi Arabian Oil Company Sulfonated polymer
CN114686185A (zh) * 2022-03-30 2022-07-01 中国海洋石油集团有限公司 一种可悬浮应用于酸敏性地层的储层保护剂
US11993553B2 (en) 2020-07-29 2024-05-28 Saudi Arabian Oil Company Preparation of cationic surfactants

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101967369A (zh) * 2010-08-16 2011-02-09 山东大学 钻井液用梳型聚合物降滤失剂及其制备方法
CN103788293A (zh) * 2012-10-29 2014-05-14 中国石油化工股份有限公司 一种丙烯酰胺系共聚物及其制备方法和应用
CN104059623A (zh) * 2014-06-13 2014-09-24 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 耐高温、耐盐降失水剂及其制备方法
CN104650829A (zh) * 2015-02-11 2015-05-27 中国石油大学(北京) 储层保护剂组合物和用于中渗透储层的钻井液及其应用
CN106317304A (zh) * 2015-06-19 2017-01-11 中国石油化工股份有限公司 一种具有表面活性功能的聚合物及其制备方法和应用

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101967369A (zh) * 2010-08-16 2011-02-09 山东大学 钻井液用梳型聚合物降滤失剂及其制备方法
CN103788293A (zh) * 2012-10-29 2014-05-14 中国石油化工股份有限公司 一种丙烯酰胺系共聚物及其制备方法和应用
CN104059623A (zh) * 2014-06-13 2014-09-24 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 耐高温、耐盐降失水剂及其制备方法
CN104650829A (zh) * 2015-02-11 2015-05-27 中国石油大学(北京) 储层保护剂组合物和用于中渗透储层的钻井液及其应用
CN106317304A (zh) * 2015-06-19 2017-01-11 中国石油化工股份有限公司 一种具有表面活性功能的聚合物及其制备方法和应用

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109694701A (zh) * 2017-10-20 2019-04-30 湖北汉科新技术股份有限公司 一种暂堵修井液及其暂堵剂、制备和使用方法
CN109694701B (zh) * 2017-10-20 2021-04-23 湖北汉科新技术股份有限公司 一种暂堵修井液及其暂堵剂、制备和使用方法
CN109337658A (zh) * 2018-12-03 2019-02-15 重庆力宏精细化工有限公司 一种水基钻井液添加剂及其钻井液和制备方法
CN110157397A (zh) * 2019-05-23 2019-08-23 新疆格瑞迪斯石油技术股份有限公司 一种钻井液用纳米成膜堵漏剂及其制备方法和应用
US11993553B2 (en) 2020-07-29 2024-05-28 Saudi Arabian Oil Company Preparation of cationic surfactants
US20220073662A1 (en) * 2020-09-09 2022-03-10 Saudi Arabian Oil Company Sulfonated polymer
US11820842B2 (en) * 2020-09-09 2023-11-21 Saudi Arabian Oil Company Sulfonated polymer
CN114686185A (zh) * 2022-03-30 2022-07-01 中国海洋石油集团有限公司 一种可悬浮应用于酸敏性地层的储层保护剂

Also Published As

Publication number Publication date
CN106543359B (zh) 2019-07-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN106543359B (zh) 降失水剂及其制备方法和应用和水基钻井液及其应用
CN107163920B (zh) 封堵剂组合物和水基钻井液及其应用
CN103320104B (zh) 一种油包水型生物柴油基钻井液及其制备方法
Luo et al. A novel star-shaped copolymer as a rheology modifier in water-based drilling fluids
DE19926355A1 (de) Wasserlösliche Mischpolymere und ihre Verwendung für Exploration und Förderung von Erdöl und Erdgas
CN109824839A (zh) 纳米二氧化硅接枝共聚物及其制备方法和应用及钻井液及其应用
CN111334276B (zh) 一种适用于高温低盐油藏的驱油剂及驱油方法
CN106479456B (zh) 一种钻井液用多元乙烯基高分子乳液成膜封堵剂及其制备方法
Martin Mechanical degradation of polyacrylamide solutions in core plugs from several carbonate reservoirs
CN104650828A (zh) 润湿反转剂及其制备方法和储层保护剂组合物以及用于低渗透特低渗透储层的钻井液及应用
CN106336467B (zh) 改性壳聚糖及其制备方法和作为页岩抑制剂的应用和钻井液及其应用
CN106554462A (zh) 包被剂及其制备方法和应用和石油钻井用钻井液
Jiang et al. Super-amphiphobic, strong self-cleaning and high-efficiency water-based drilling fluids
CN113698534A (zh) 高性能环保水基钻井液用井壁稳定剂用聚合物
US3684014A (en) Polyacrylamide-polyalkeneoxide mobility control process
CN108949127A (zh) 低固相超高温水基钻井液及其制备方法
CN114214046A (zh) 一种抗高温改性二氧化锰纳米封堵剂及油基钻井液
CA3178128C (en) Drilling fluid with improved fluid loss and viscosifying properties
CN110452670A (zh) 水基钻井液用降滤失剂及其制备方法
CN110105927A (zh) 低固相抗高温甲酸盐钻完井液及其制备方法
CN106367042A (zh) 改性壳聚糖作为页岩抑制剂的应用和抗温环保型水基钻井液的应用
CN109679597A (zh) 一种封堵成膜强抑制钻井液及制备方法
US20220340803A1 (en) Crosslinked synthetic polymer-based reservoir drilling fluid
WO2018144068A1 (en) Compositions and methods of use of water-based drilling fluids with increased thermal stability
EP1814961A1 (en) Environmentally friendly water based mud deflocculant/thinner

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20190712

Termination date: 20211103

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee