CN107586360B - 一种星型聚丙烯酰胺共聚物及其制备方法和钻井液 - Google Patents

一种星型聚丙烯酰胺共聚物及其制备方法和钻井液 Download PDF

Info

Publication number
CN107586360B
CN107586360B CN201710992475.7A CN201710992475A CN107586360B CN 107586360 B CN107586360 B CN 107586360B CN 201710992475 A CN201710992475 A CN 201710992475A CN 107586360 B CN107586360 B CN 107586360B
Authority
CN
China
Prior art keywords
drilling fluid
amps
star
formulas
water
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.)
Active
Application number
CN201710992475.7A
Other languages
English (en)
Other versions
CN107586360A (zh
Inventor
罗志华
幸雪松
于培志
王瑜
夏柏如
王子明
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 CN201710992475.7A priority Critical patent/CN107586360B/zh
Publication of CN107586360A publication Critical patent/CN107586360A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN107586360B publication Critical patent/CN107586360B/zh
Priority to US16/045,198 priority patent/US10774256B2/en
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—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
    • 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
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
    • C08L33/00—Compositions of homopolymers or 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 of salts, anhydrides, esters, amides, imides or nitriles thereof; Compositions of derivatives of such polymers
    • C08L33/24—Homopolymers or copolymers of amides or imides
    • C08L33/26—Homopolymers or copolymers of acrylamide or methacrylamide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
    • C08L41/00—Compositions of homopolymers or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and at least one being terminated by a bond to sulfur or by a heterocyclic ring containing sulfur; Compositions of derivatives of such 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
    • C09K8/84—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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
    • C08L2205/00—Polymer mixtures characterised by other features
    • C08L2205/14—Polymer mixtures characterised by other features containing polymeric additives characterised by shape

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Abstract

本发明提供了一种星型聚丙烯酰胺共聚物及其制备方法，以及包含该星型聚丙烯酰胺共聚物的钻井液。在钻井液中仅添加所述星型聚丙烯酰胺共聚物，在高温环境下，不仅可以降低钻井液的滤失量，同时改善了钻井液的高温流变性能，降低了钻井液循环系统的压力损耗。

Description

一种星型聚丙烯酰胺共聚物及其制备方法和钻井液
技术领域
本发明涉及钻井液技术领域，特别涉及一种星型聚丙烯酰胺共聚物及其制备方法和钻井液。
背景技术
钻井液是指在钻井过程中满足钻井工作需要的各种循环流体的总称，是钻井工程的重要组成部分，具有悬浮钻屑、清洗井眼、稳定井壁、平衡地层压力、传递水动力、冷却钻头和钻具等作用，油气和地热资源的钻探成功很大程度上取决于钻井液的性质。
流变性是钻井液的一项重要性质，是指在外部应力作用下，钻井液所产生流动和变形的性能。流变性能对机械转速，携带钻屑，保持井底、井眼清洁，悬浮钻屑和重晶石方面有着重要的影响。滤失性能是指钻井液中的自由水在压差作用下向井壁岩石的裂隙或孔隙中渗透的现象，失水量增大，容易造成井壁失稳和油气层损害，除此之外，形成的泥饼过厚将会引起卡钻、扭矩损失、循环压耗增大等钻井事故。
目前，国内外钻井液体系主要有水基钻井液和油基钻井液。水基钻井液是膨润土分散在以水为连续相的多相分散体系，同时加入处理剂来调节钻井液的性能以满足钻井的需要。但是，在深部钻探过程中水基钻井液流变性能不稳定且不易维护，同时，高温作用下水基钻井液的滤失量大大增加，水分侵入储层将会对储层造成伤害并且导致井壁失稳，表现为高温环境中的水基钻井液流变性易失去控制。现有技术中利用改性天然聚合物和合成聚合物来控制水基钻井液高温下的流变性和滤失量，这些聚合物均为线型或者支化线性的水溶性聚合物，这些线型聚合物要么在高温下发生热降解，失去降滤失量作用，要么在高温下导致钻井液体系的黏度过大，降低了钻井液的剪切稀释性和井眼净化能力，影响钻井液的流变性，增加了钻井过程中的循环压耗。
发明内容
有鉴于此，本发明目的在于提供一种星型聚丙烯酰胺共聚物及其制备方法和钻井液。在钻井液中仅添加所述星型聚丙烯酰胺共聚物，在高温环境下，不仅可以控制钻井液高温滤失量，同时改善了钻井液的高温流变性能，降低了钻井液循环系统的压力损耗。
为了实现上述发明目的，本发明提供以下技术方案：
本发明提供了一种具有式I所示结构的星型聚丙烯酰胺共聚物：
式I中所述为：
所述具有式I所示结构的星型聚丙烯酰胺共聚物的粘均分子量为1000万～1500万。
本发明还提供了所述星型聚丙烯酰胺共聚物的合成方法，包括以下合成步骤：
将均苯四酸二酐、偶氮4-氰基戊醇、四氢呋喃、亲核催化剂、脱水剂混合后进行酯化反应得到四官能度引发剂；
将得到的四官能度引发剂、水、丙烯酰胺和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸混合后在无氧条件下进行共聚合反应得到具有式I所示结构的星型聚丙烯酰胺共聚物。
优选地，所述亲核催化剂为4-二甲氨基吡啶；所述脱水剂为1,3－二环己基碳化亚胺。
优选地，所述均苯四酸二酐、偶氮4-氰基戊醇、四氢呋喃、亲核催化剂和脱水剂的用量比为1g：(2～4)g：(10～15)mL：(0.05～0.1)g：(0.25～0.5)g。
优选地，所述酯化反应的时间为24～36h。
优选地，所述四官能度引发剂、水、丙烯酰胺和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸的用量比为(0.03～0.05)g：(10～15)mL：(30～50)g：(7～10)g。
优选地，所述共聚合反应的温度为70～80℃，所述共聚合反应的时间为8～16h。
优选地，所述共聚合反应的pH值为6.5～7.5。
本发明还提供了一种钻井液，包括基浆和具有式I所示结构的星型聚丙烯酰胺共聚物；
所述基浆包括蒸馏水、钠膨润土和碳酸钠。
优选地，所述具有式I所示结构的星型聚丙烯酰胺共聚物占基浆的质量百分数为0.1％～0.5％。
有益技术效果：本发明提供了一种星型聚丙烯酰胺共聚物及其制备方法和钻井液。在钻井液中仅添加所述星型聚丙烯酰胺共聚物，在高温环境下，不仅可以降低钻井液的滤失量，同时改善了钻井液的高温流变性能，降低了钻井液循环系统的压力损耗。实施例的数据表明，在高温高压条件下，星型聚丙烯酰胺共聚物较线型聚丙烯酰胺共聚物能够更好的降低水基钻井液的滤失量，含有星型聚丙烯酰胺共聚物的淡水基浆可以使钻井液的循环体系获得更低的压力耗损，钻井过程中具有更好的水力参数。
附图说明
图1为实施例1中制备得到的星型聚丙烯酰胺共聚物的FTIR谱图；
图2为老化前实施例4和对比例1中不同结构的Poly(AM-co-AMPS)对水基钻井液API滤失量的影响；
图3为160℃老化后实施例4和对比例1中不同结构的Poly(AM-co-AMPS)对水基钻井液API滤失量的影响；
图4为160℃条件下实施例4和对比例1中不同结构的Poly(AM-co-AMPS)对水基钻井液HTHP滤失量的影响。
具体实施方式
本发明提供了一种具有式I所示结构的星型聚丙烯酰胺共聚物：
式I中所述为：
在本发明中，所述具有式I所示结构的星型聚丙烯酰胺共聚物的粘均分子量为1000万～1500万，优选为1100万～1400万，更优选为1200万～1300万。
本发明还提供了所述星型聚丙烯酰胺共聚物的合成方法，包括以下合成步骤：
将均苯四酸二酐、偶氮4-氰基戊醇、四氢呋喃、亲核催化剂和脱水剂混合后进行酯化反应得到四官能度引发剂；
将得到的四官能度引发剂、水、丙烯酰胺和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸混合后在无氧条件下进行共聚合反应得到具有式I所示结构的星型聚丙烯酰胺共聚物。
本发明将均苯四酸二酐、偶氮4-氰基戊醇、四氢呋喃、亲核催化剂、脱水剂混合后进行酯化反应得到四官能度引发剂。
本发明优选先将均苯四酸二酐、偶氮4-氰基戊醇、四氢呋喃混合后，再加入亲核催化剂和脱水剂，得到酯化反应液。
在本发明中，所述亲核催化剂优选为4-二甲氨基吡啶；所述脱水剂优选为1，3-二环己基碳化亚胺。
在本发明中，所述均苯四酸二酐、偶氮4-氰基戊醇、四氢呋喃、亲核催化剂、脱水剂的用量比为1g：(2～4)g：(10～15)mL：(0.05～0.1)g：(0.25～0.5)g，更优选为1g：(2.5～3.5)g：(11～13)mL：(0.07～0.09)g：(0.30～0.40)g。
在本发明中，所述酯化反应优选在室温条件下进行，不需要额外的加热或降温；所述酯化反应的时间优选为24～36h，更优选为28～32h。
得到酯化反应液后，本发明优选将所述酯化反应液依次蒸馏和干燥得到四官能度引发剂。
在本发明中，所述蒸馏温度优选为45～50℃，所述蒸馏时间优选为2.5～3h。
本发明对干燥的方法没有特殊限制，选用本领域技术人员熟知的干燥方法即可。
得到四官能度引发剂后，本发明将所述四官能度引发剂、水、丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸混合后在无氧条件下进行共聚合反应得到共聚合反应液。
在本发明中，所述四官能度引发剂、水、丙烯酰胺和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸的用量比优选为(0.03～0.05)g：(10～15)mL：(30～50)g：(7～10)g；更优选为(0.03～0.04)g：(11～13)mL：(34～45)g：(8～9)g。
在本发明中，所述共聚合反应的温度优选为70～80℃，更优选为75～80℃；所述共聚合反应的时间优选为8～16h，更优选为10～14h；所述共聚合反应的pH值优选为6.5～7.5，更优选为7。
本发明对调节pH值的方法没有特殊限制，选用本领域技术人员熟知的方法即可，本发明优选在所述四官能度引发剂、水、丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸混合后加入NaOH调节pH值。
本发明对提供无氧环境的方法没有特殊限制，选用本领域技术人员熟知的方法即可，本发明优选在调节pH值后，通入惰性气体并抽真空除去氧气，提供无氧环境。
得到共聚合反应液后，本发明优选将得到的共聚合反应液依次沉淀、过滤和干燥后得到具有式I所示结构的星型聚丙烯酰胺共聚物。
本发明优选用无水乙醇作为沉淀剂。
本发明对过滤的方法没有特殊限制，选用本领域技术人员熟知的过滤方法即可，本发明优选采用抽滤的方法进行过滤。
本发明对干燥的方法没有特殊限制，选用本领域技术人员熟知的干燥方法即可。
本发明还提供了一种钻井液，包括基浆和具有式I所示结构的星型聚丙烯酰胺共聚物，所述基浆包括蒸馏水、钠膨润土和碳酸钠。
在本发明中，所述基浆优选为淡水基浆，更优选为按照美国石油协会(API RP13I，2004)标准配制，然后在室温条件下静置24小时得到。
在本发明中，所述具有式I所示结构的星型聚丙烯酰胺共聚物占基浆的质量百分数优选为0.1％～0.5％，更优选为0.3％。
本发明优选将所述星型聚丙烯酰胺共聚物与所述基浆按照所述质量百分数混合得到钻井液。
下面结合实施例对本发明提供的星型聚丙烯酰胺共聚物及其制备方法和钻井液进行详细的说明，但是不能把它们理解为对本发明保护范围的限定。
实施例1
将均苯四酸二酐2.0g和4.0g偶氮4-氰基戊醇溶解于20mL无水四氢呋喃中，加入催化剂4-二甲氨基吡啶(DMAP)100mg和脱水剂1，3－二环己基碳化亚胺(DCC)500mg，室温条件下反应24小时得到酯化反应液，酯化反应液经蒸馏和干燥，得四官能度引发剂。
然后将上述合成的四官能度引发剂30mg溶解于去离子水中，在体系中加入丙烯酰胺单体(AM)32g和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)7.24g，利用NaOH中和至pH为7，体系完全溶解后通氩气、抽真空置换数次除氧后，将反应体系放进70℃水浴中，反应8小时以后，加入无水乙醇析出沉淀，然后抽滤除去溶剂，放进真空干燥箱干燥至恒重，粉碎后得到的白色粉末。
对白色粉末进行红外表征，结果如图1所示：3427cm-1为AM中伯胺NH2的伸缩振动吸收峰，3200cm-1为AMPS中的仲胺NH的特征吸收峰，2933cm-1是-CH2链节的特征吸收峰，1666cm-1为酰胺中羰基(C＝O)的伸缩振动吸收峰，1046cm-1和1185cm-1为磺酸基-SO3-中S＝O和C＝O键的特征吸收峰，说明，实施例1中的白色粉末即为星型聚丙烯酰胺共聚物S-Poly(AM-co-AMPS)。
测得S-Poly(AM-co-AMPS)的粘均分子量为9.81×106。
实施例2
将均苯四酸二酐2.0g和8.0g偶氮4-氰基戊醇溶解于30mL无水四氢呋喃中，加入200mg催化剂4-二甲氨基吡啶(DMAP)和750mg脱水剂1，3－二环己基碳化亚胺(DCC)，室温条件下反应24小时，产物用蒸馏干燥，得四官能度引发剂。
然后将上述合成的四官能度引发剂30mg溶解于10mL去离子水中，在体系中加入丙烯酰胺单体(AM)35g和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)8g，利用NaOH中和至pH为6.5，体系完全溶解后通氩气、抽真空置换数次除氧后，将反应体系放进75℃水浴中，反应10小时以后，加入无水乙醇析出沉淀，然后抽滤除去溶剂，放进真空干燥箱干燥至恒重，粉碎后得到的白色粉末，即为星型聚丙烯酰胺共聚物S-Poly(AM-co-AMPS)。
测得S-Poly(AM-co-AMPS)的粘均分子量为1.23×107。
实施例3
将均苯四酸二酐2.0g和6.0g偶氮4-氰基戊醇溶解于25mL无水四氢呋喃中，加入150mg催化剂4-二甲氨基吡啶(DMAP)和1g脱水剂1，3－二环己基碳化亚胺(DCC)，室温条件下反应24小时，产物用蒸馏干燥，得四官能度引发剂。
然后将上述合成的四官能度引发剂50mg溶解于15mL去离子水中，在体系中加入丙烯酰胺单体(AM)50g和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)10g，利用NaOH中和至pH为7.5，体系完全溶解后通氩气、抽真空置换数次除氧后，将反应体系放进80℃水浴中，反应16小时以后，加入无水乙醇析出沉淀，然后用抽滤除去溶剂，放进真空干燥箱干燥至恒重，粉碎后得到的白色粉末，即为星型聚丙烯酰胺共聚物S-Poly(AM-co-AMPS)。
测得S-Poly(AM-co-AMPS)的粘均分子量为1.45×107。
实施例4
将蒸馏水1000ml、钠膨润土40g和碳酸钠2g混合，然后在室温条件下静置24小时，即可获得淡水基浆。
将实施例1制得的星型聚丙烯酰胺共聚物S-Poly(AM-co-AMPS)与淡水基浆混合分别配置成星型聚丙烯酰胺共聚物占淡水基浆的质量百分数为0.1％、0.2％、0.3％、0.4％、0.5％的钻井液。
对比例1
线型聚丙烯酰胺共聚物L-Poly(AM-co-AMPS)的合成
采用NaHSO310mg和Na2S2O84mg组成的氧化还原体系作为引发剂溶解于去离子水10mL中，然后在体系中加入丙烯酰胺单体AM 32g和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸AMPS 7.24g和引发剂NaHSO3溶液1mL和Na2S2O8溶液1mL，采用NaOH中和至pH为7，体系完全溶解后通氩气、抽真空置换数次除氧后，将反应体系放入55℃水浴中，反应8小时后，用无水乙醇除水，然后用抽滤除去溶剂，放入真空干燥箱干燥至恒重，粉碎后得到的白色粉末，即为线性L-Poly(AM-co-AMPS)。
测得粘均分子量为10.05×106。合成的S-[poly(AM AM-co-AMPS)与L-[poly(AMAM-co-AMPS)的粘均分子量误差在5％之内，可以认为合成了相同分子量的S-[poly(AMAM-co-AMPS)与L-[poly(AMAM-co-AMPS)。
将上述制得的线型聚丙烯酰胺共聚物L-Poly(AM-co-AMPS)与实施例4制备得到的淡水基浆混合分别配置成线型聚丙烯酰胺共聚物与淡水基浆的质量比为0.1％、0.2％、0.3％、0.4％、0.5％的钻井液。
本发明采用宾汉模式研究S-Poly(AM-co-AMPS)和L-[poly(AM AM-co-AMPS)在不同浓度条件下，对水基钻井液120℃和160℃老化前后流变性能的影响。具体的将实施例4与对比例1中的钻井液倒进老化罐中，密封后放入高温滚子炉，分别在120℃和160℃条件下持续滚动16小时，然后冷却至室温，测其流变性和滤失量。
表1实施例4中S-Poly(AM-co-AMPS)的浓度对水基钻井液流变性的影响
注：a老化前；b 120℃老化16小时；c 160℃老化16小时
表2对比例1中L-Poly(AM-co-AMPS)的浓度对水基钻井液流变性的影响
注：a老化前；b 120℃老化16小时；c 160℃老化16小时
在钻井液工艺中，通常使用表观黏度、塑性黏度、动切力、动塑比等参数来表示宾汉模式下钻井液的流变特性。表观黏度μa用来计算循环系统的压力耗损，μa大，循环系统压力耗损大，钻头获得的水功率小；μa小，循环系统压力耗损小，钻头获得的水功率大。动塑比τ0/μp是用来表征钻井液的剪切稀释性即钻井液的黏度随剪切速率的增大而变小的特性。根据现场经验，一般要求钻井液具有较高的动塑比，通常控制在0.36～0.48Pa/(mPa·s)为宜，这样既能保证钻井液在高剪切速率下能够有效地破碎岩石又能保证在较低剪切速率下能够很好地携带岩屑。在一些大位移井和水平井中，为保证安全、快速的钻进，则需要更高的动塑比值，以满足钻井的要求。
从表1和表2可以看出，不加聚合物的淡水基浆高温老化后的动切力为0，动塑比也降为0，说明高温后的淡水基浆失去了携岩和清洗井眼的能力。在加入S-Poly(AM-co-AMPS)和L-Poly(AM-co-AMPS)后，不管是老化前还是老化后两者都提高了淡水基浆的动塑比，但是两者对淡水基浆的动塑比影响是不同的。对于相同浓度的S-Poly(AM-co-AMPS)和L-Poly(AM-co-AMPS)，老化前加入S-Poly(AM-co-AMPS)的淡水基浆的动塑比总是低于加入相同浓度L-Poly(AM-co-AMPS)的淡水基浆的动塑比。在钻井液工艺中，通常将动塑比控制在0.36～0.48Pa/(mPa·s)范围内。动塑比过低，不能有效地携带钻屑以及清洗井眼；动塑比过高，虽然钻井液可以很好地携带钻屑、清洗井眼，但是钻井液在井眼环空中的循环压耗将会增大，从而导致钻头获得的水功率变小，钻进速度降低。因此，热滚前，相比L-Poly(AM-co-AMPS)，加入S-Poly(AM-co-AMPS)的淡水基浆具有更好的流变性，同时星型聚合物比相同分子量的线型聚合物在水中的溶解性更好，在现场配浆更容易。热滚后，加入线型L-Poly(AM-co-AMPS)的淡水基浆的动塑比相比同浓度的含有星型S-Poly(AM-co-AMPS)淡水基浆的动塑比下降的更快，同时含有不同浓度的星型S-Poly(AM-co-AMPS)淡水基浆的动塑比在合适的范围值内或者更接近合适的范围值，说明热滚后，相比L-Poly(AM-co-AMPS)，加入S-Poly(AM-co-AMPS)的淡水基浆也具有更好的流变性。同时不管老化前后，含有相同浓度的S-Poly(AM-co-AMPS)淡水基浆的表观黏度总是低于相对应的L-Poly(AM-co-AMPS)淡水基浆的表观黏度，这说明含有S-Poly(AM-co-AMPS)淡水基浆可以使钻井液的循环体系获得更低的压力耗损，钻井过程中具有更好的水力参数。而且从表1和表2可以看出当聚合物的浓度为0.3％，淡水基浆的流变性最好。
表3实施例4与对比例1中不同结构的Poly(AM-co-AMPS)对水基钻井液API滤失量的影响
注：a老化前；b 120℃老化16小时；c 160℃老化16小时
图2为老化前实施例4和对比例1中不同结构的Poly(AM-co-AMPS)对水基钻井液API滤失量的影响；
图3为160℃老化后实施例4和对比例1中不同结构的Poly(AM-co-AMPS)对水基钻井液API滤失量的影响。
如表3和图2、3所示，在淡水基浆中加入不同结构(星型或线型)的Poly(AM-co-AMPS)后，老化前和高温老化后钻井液的滤失量均明显降低，有效地阻止了钻井液中固相及液相向地层和油层中的侵入。随着Poly(AM-co-AMPS)浓度的增大，钻井液的滤失量呈现先下降后上升的规律，其最佳加量为0.3％。与未加任何处理剂的淡水基浆相比，老化前，加入0.3％的S-(AM-co-AMPS)的钻井液的滤失量为7ml，加入0.3％的L-(AM-co-AMPS)的钻井液的滤失量为9ml；160℃老化后，加入0.3％的S-Poly(AM-co-AMPS)的钻井液的滤失量为17ml，加入0.3％的L-(AM-co-AMPS)的钻井液的滤失量为22ml。说明S-Poly(AM-co-AMPS)较相对应的L-Poly(AM-co-AMPS)相比，S-Poly(AM-co-AMPS)降滤失效果比L-Poly(AM-co-AMPS)的降滤失效果更好，并且温度越高，效果越明显。
表4实施例4与对比例1中不同结构的Poly(AM-co-AMPS)
对水基钻井液HTHP滤失量的影响
注：a 120℃老化16小时；b 160℃老化16小时
图4为160℃条件下实施例4和对比例1中不同结构的Poly(AM-co-AMPS)对水基钻井液HTHP滤失量的影响。
由以上表4和图4可以看出，不同浓度的S-Poly(AM-co-AMPS)和L-Poly(AM-co-AMPS)均对水基钻井液起到了很好的降滤失作用，其中，当浓度为0.3％时，降滤失结果最佳。与未加任何处理剂的淡水基浆相比，120℃和160℃条件下，向钻井液中加入浓度为0.3％的S-(AM-co-AMPS)时，钻井液的滤失量分别为15ml和27ml，向钻井液中加入浓度为0.3％的L-(AM-co-AMPS)时，钻井液的滤失量分别为16ml和30ml。说明在高温高压条件下，S-Poly(AM-co-AMPS)较L-Poly(AM-co-AMPS)能够更好的降低水基钻井液的滤失量。
综上所述，本发明提供的星型聚丙烯酰胺共聚物S-Poly(AM-co-AMPS)在高温下不仅可以稳定钻井液的流变性，降低钻井液的循环体系的压力耗损，而且起到了很好的降滤失作用。
本发明以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (10)

1.一种具有式I所示结构的星型聚丙烯酰胺共聚物：
式I中所述为：
所述具有式I所示结构的星型聚丙烯酰胺共聚物的粘均分子量为1000万～1500万。
2.一种权利要求1所述的星型聚丙烯酰胺共聚物的合成方法，其特征在于，包括以下合成步骤：
将均苯四酸二酐、4,4'-偶氮双(4-氰基戊醇)、四氢呋喃、亲核催化剂和脱水剂混合后进行酯化反应得到四官能度引发剂；
将得到的四官能度引发剂、水、丙烯酰胺和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸混合后，用NaOH调节pH值后，在无氧条件下进行共聚合反应得到具有式I所示结构的星型聚丙烯酰胺共聚物。
3.根据权利要求2所述的合成方法，其特征在于，所述亲核催化剂为4-二甲氨基吡啶；所述脱水剂为1,3－二环己基碳化亚胺。
4.根据权利要求2所述的合成方法，其特征在于，所述均苯四酸二酐、4,4'-偶氮双(4-氰基戊醇)、四氢呋喃、亲核催化剂和脱水剂的用量比为1g：(2～4)g：(10～15)mL：(0.05～0.1)g：(0.25～0.5)g。
5.根据权利要求2～4任意一项所述的合成方法，其特征在于，所述酯化反应的时间为24～36h。
6.根据权利要求2所述的合成方法，其特征在于，所述四官能度引发剂、水、丙烯酰胺和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸的用量比为(0.03～0.05)g：(10～15)mL：(30～50)g：(7～10)g。
7.根据权利要求2所述的合成方法，其特征在于，所述共聚合反应的温度为70～80℃，所述共聚合反应的时间为8～16h。
8.根据权利要求2、6或7所述的合成方法，其特征在于，所述共聚合反应的pH值为6.5～7.5。
9.一种钻井液，其特征在于，包括基浆和权利要求1中具有式I所示结构的星型聚丙烯酰胺共聚物；
所述基浆包括蒸馏水、钠膨润土和碳酸钠。
10.根据权利要求9所述的钻井液，其特征在于，所述权利要求1中具有式I所示结构的星型聚丙烯酰胺共聚物占基浆的质量百分数为0.1％～0.5％。
CN201710992475.7A 2017-10-23 2017-10-23 一种星型聚丙烯酰胺共聚物及其制备方法和钻井液 Active CN107586360B (zh)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201710992475.7A CN107586360B (zh) 2017-10-23 2017-10-23 一种星型聚丙烯酰胺共聚物及其制备方法和钻井液
US16/045,198 US10774256B2 (en) 2017-10-23 2018-07-25 Star-shaped polyacrylamide copolymer and preparation method thereof and drilling fluid including the copolymer

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201710992475.7A CN107586360B (zh) 2017-10-23 2017-10-23 一种星型聚丙烯酰胺共聚物及其制备方法和钻井液

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN107586360A CN107586360A (zh) 2018-01-16
CN107586360B true CN107586360B (zh) 2018-07-03

Family

ID=61043540

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201710992475.7A Active CN107586360B (zh) 2017-10-23 2017-10-23 一种星型聚丙烯酰胺共聚物及其制备方法和钻井液

Country Status (2)

Country Link
US (1) US10774256B2 (zh)
CN (1) CN107586360B (zh)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN110016325B (zh) * 2018-01-10 2021-05-04 中国石油化工股份有限公司 一种水基钻井液用提切剂及其制备方法
CN111205395B (zh) * 2020-01-16 2020-11-24 中国地质大学（北京） 一种星形共聚物及其制备方法和应用、恒流变性水基钻井液及其制备方法和应用
CN113912770B (zh) * 2020-07-09 2023-07-21 中石化石油工程技术服务有限公司 一种钻井液用星型聚合物、其制备方法和应用
CN111718149B (zh) * 2020-07-28 2022-03-04 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 一种油井水泥低粘度触变剂及其制备方法
CN113527577B (zh) * 2021-08-17 2022-08-12 安徽天润化学工业股份有限公司 一种低孔低渗油藏调驱用超支化聚丙烯酰胺纳米微球的制备方法及其应用
CN115852944B (zh) * 2022-11-22 2024-06-25 中国化学工程第六建设有限公司 采用化学泥浆护壁成孔的灌注桩施工方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101293947A (zh) * 2008-06-13 2008-10-29 北京工业大学 一种改性聚丙烯酸接枝共聚物类高效减水剂的制备方法
CN101519473A (zh) * 2009-03-31 2009-09-02 山东大学 含氟改性两性水溶性聚合物的制备方法
CN101993215A (zh) * 2009-08-11 2011-03-30 山东宏艺科技股份有限公司 磺酸盐类减水剂的制备方法
CN104497220A (zh) * 2015-01-04 2015-04-08 西南石油大学 一种用于压裂液的星形抗剪切聚丙烯酰胺及其制备方法
CN106928940A (zh) * 2016-12-20 2017-07-07 江苏常州酞青新材料科技有限公司 一种含聚丙烯铵盐的石油钻井助剂及其制造方法

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101293947A (zh) * 2008-06-13 2008-10-29 北京工业大学 一种改性聚丙烯酸接枝共聚物类高效减水剂的制备方法
CN101519473A (zh) * 2009-03-31 2009-09-02 山东大学 含氟改性两性水溶性聚合物的制备方法
CN101993215A (zh) * 2009-08-11 2011-03-30 山东宏艺科技股份有限公司 磺酸盐类减水剂的制备方法
CN104497220A (zh) * 2015-01-04 2015-04-08 西南石油大学 一种用于压裂液的星形抗剪切聚丙烯酰胺及其制备方法
CN106928940A (zh) * 2016-12-20 2017-07-07 江苏常州酞青新材料科技有限公司 一种含聚丙烯铵盐的石油钻井助剂及其制造方法

Also Published As

Publication number Publication date
US10774256B2 (en) 2020-09-15
US20190119550A1 (en) 2019-04-25
CN107586360A (zh) 2018-01-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN107586360B (zh) 一种星型聚丙烯酰胺共聚物及其制备方法和钻井液
US7956012B2 (en) Oil field treatment fluids with viscosified brines
EP2455441B1 (en) Oil field treatment fluids
CN101824103B (zh) 一种聚丙烯酰胺无机纳米复合材料钻井液助剂及其制备方法
US20060019835A1 (en) Thermally stable water-soluble polymer which is crosslinkable at high temperatures
CN105602535B (zh) 一种有机盐钻井液用纳米封堵剂及其制备方法
CN105754563A (zh) 一种适用于大位移井的有机盐钻井液
CA3178128C (en) Drilling fluid with improved fluid loss and viscosifying properties
CN107353373B (zh) 一种钻井液用磺甲基腐殖酸钾接枝聚合物降滤失剂的制备方法
CN113896831B (zh) 一种天然气水合物钻井液用双效抑制剂及其制备方法与应用
CN101302267A (zh) 一种非离子热增粘水溶性聚合物
CN106749891B (zh) 适用钻井液降滤失的两性离子共聚物及其制备方法和应用及钻井液及其应用
CN104388064A (zh) 一种氯化钙水基钻井液
CN110317345B (zh) 一种环糊精星型聚合物及其制备方法和应用以及压裂液
CN114989348A (zh) 一种抗高温抗盐有机硅降滤失剂及其制备方法与应用
CN110564384B (zh) 一种油基钻井液用提粘剂及其制备方法
CN108424755A (zh) 一种高钙盐钻井液及制备方法
CN104926989B (zh) 一种丙烯酰胺型聚合物及其制备方法和应用
CN106854259A (zh) 一种水基钻井液用降滤失剂及其制备方法
CN110452670A (zh) 水基钻井液用降滤失剂及其制备方法
CN109666465B (zh) 一种钻井液用胶乳封堵剂的制备方法和钻井液
CN105038733A (zh) 一种钻井液用抗高温聚合物增粘剂及其制备方法
CN106366244A (zh) 钻井液用抗高温抗盐降滤失剂及其制备方法和用途
US11795366B2 (en) High-temperature fluids for coiled tubing applications and methods thereof
CN103013457A (zh) 一种钻井液用抗温抗盐降滤失剂及其制备方法

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
CB03 Change of inventor or designer information

Inventor after: Luo Zhihua

Inventor after: Xing Xuesong

Inventor after: Yu Peizhi

Inventor after: Wang Yu

Inventor after: Xia Bairu

Inventor after: Wang Ziming

Inventor before: Luo Zhihua

Inventor before: Yu Peizhi

Inventor before: Wang Yu

Inventor before: Pei Jingjing

Inventor before: Wang Ziming

CB03 Change of inventor or designer information
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant