CN111500268A - 含有高温滤失控制添加剂的水基井筒维护液 - Google Patents
含有高温滤失控制添加剂的水基井筒维护液 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111500268A CN111500268A CN202010143368.9A CN202010143368A CN111500268A CN 111500268 A CN111500268 A CN 111500268A CN 202010143368 A CN202010143368 A CN 202010143368A CN 111500268 A CN111500268 A CN 111500268A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fluid
- fluid loss
- starch
- loss control
- mixture
- 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
Links
- 239000000654 additive Substances 0.000 title claims abstract description 93
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 91
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 49
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims abstract description 78
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims abstract description 78
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims abstract description 74
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 67
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 61
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 32
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 claims abstract description 27
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 24
- FDRCDNZGSXJAFP-UHFFFAOYSA-M sodium chloroacetate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)CCl FDRCDNZGSXJAFP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 22
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 claims abstract description 10
- MKRNVBXERAPZOP-UHFFFAOYSA-N Starch acetate Chemical compound O1C(CO)C(OC)C(O)C(O)C1OCC1C(OC2C(C(O)C(OC)C(CO)O2)OC(C)=O)C(O)C(O)C(OC2C(OC(C)C(O)C2O)CO)O1 MKRNVBXERAPZOP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 238000007580 dry-mixing Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000005507 spraying Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 22
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 20
- 239000002585 base Substances 0.000 claims description 18
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 16
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 claims description 14
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 claims description 14
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 12
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 9
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 claims description 7
- 235000016383 Zea mays subsp huehuetenangensis Nutrition 0.000 claims description 7
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 claims description 7
- 235000009973 maize Nutrition 0.000 claims description 7
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- XHXFXVLFKHQFAL-UHFFFAOYSA-N phosphoryl trichloride Chemical compound ClP(Cl)(Cl)=O XHXFXVLFKHQFAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 5
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical class ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000004593 Epoxy Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- MGNCLNQXLYJVJD-UHFFFAOYSA-N cyanuric chloride Chemical compound ClC1=NC(Cl)=NC(Cl)=N1 MGNCLNQXLYJVJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims description 4
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 244000068988 Glycine max Species 0.000 claims description 3
- 235000010469 Glycine max Nutrition 0.000 claims description 3
- 240000003183 Manihot esculenta Species 0.000 claims description 3
- 235000016735 Manihot esculenta subsp esculenta Nutrition 0.000 claims description 3
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 claims description 3
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 claims description 3
- 244000061456 Solanum tuberosum Species 0.000 claims description 3
- 235000002595 Solanum tuberosum Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000021307 Triticum Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 3
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 3
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 3
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 2
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 claims description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical compound [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 claims description 2
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 2
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 2
- -1 oxygen scavengers Substances 0.000 claims description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 2
- 230000003113 alkalizing effect Effects 0.000 claims 3
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 2
- 241000209140 Triticum Species 0.000 claims 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 claims 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 21
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 14
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 description 13
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 13
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 229920000945 Amylopectin Polymers 0.000 description 4
- 229920000856 Amylose Polymers 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L zinc dichloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Zn+2] JIAARYAFYJHUJI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 description 3
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 3
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 3
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 2
- DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N acetic acid;2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanal;sodium Chemical compound [Na].CC(O)=O.OCC(O)C(O)C(O)C(O)C=O DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 2
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 2
- 235000019812 sodium carboxymethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 229920001027 sodium carboxymethylcellulose Polymers 0.000 description 2
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 2
- 239000011592 zinc chloride Substances 0.000 description 2
- 235000005074 zinc chloride Nutrition 0.000 description 2
- ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 1,1-difluorocyclohexane Chemical compound FC1(F)CCCCC1 ZORQXIQZAOLNGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 description 1
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical class CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000098338 Triticum aestivum Species 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 1
- 238000010923 batch production Methods 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000006266 etherification reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000003456 ion exchange resin Substances 0.000 description 1
- 229920003303 ion-exchange polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229920000847 nonoxynol Polymers 0.000 description 1
- SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N nonylphenol Chemical class CCCCCCCCCC1=CC=CC=C1O SNQQPOLDUKLAAF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009965 odorless effect Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 description 1
- 239000000244 polyoxyethylene sorbitan monooleate Substances 0.000 description 1
- 235000010482 polyoxyethylene sorbitan monooleate Nutrition 0.000 description 1
- 229920000053 polysorbate 80 Polymers 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000001593 sorbitan monooleate Substances 0.000 description 1
- 235000011069 sorbitan monooleate Nutrition 0.000 description 1
- 229940035049 sorbitan monooleate Drugs 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000009967 tasteless effect Effects 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
-
- 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
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- 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
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- 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
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/28—Friction or drag reducing 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/32—Anticorrosion 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/34—Lubricant 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- 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
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- 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
- C09K8/605—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing biocides
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)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
本发明公开了用于减少水基井筒维护液滤失的方法。该方法包括制备即使在约350°F的高温下也基本上稳定的滤失控制添加剂。所述滤失控制添加剂可以通过以下步骤配制：将天然淀粉和一氯乙酸钠干混合第一预定反应时间段；将碱性溶液喷洒到干混合物上第二预定反应时间段，以形成复合淀粉混合物；和用稀释的交联剂处理所述复合淀粉混合物第三预定反应时间段。
Description
本申请是申请号201480080756.X、申请日2014年6月10日、发明名称为“含有高温滤失控制添加剂的水基井筒维护液”的分案申请。
技术领域
本发明涉及滤失控制添加剂。特别地，本发明涉及用于油气应用中在水基钻井液中使用的滤失控制添加剂。根据实施例，在控制条件下用特定量的原料制造所述滤失控制添加剂。根据实施例制造的所述滤失控制添加剂显示出高温稳定性。
背景技术
油和气烃存在于某些地下地层中。在石油工业中，含有油、气体或水的地下地层被称为储层。为了生产油或气，将井钻入储层或储层附近。井可以包括但不限于油、气或水生产井，注入井或地热井。井可以包括至少一个井筒。所述井筒钻入地下地层中。所述井筒可以是裸井或套管井。在裸眼井筒中，可以将管柱放入井筒中。在套管井筒中，将套管放置在也可容纳管柱的井筒中。钻井液可以通过管柱引入或流入井筒中。
在钻油井中，泥浆状的钻井液被泵入井筒中以清洁和冷却钻头并且冲洗到该钻头撕裂的岩石切屑的表面。所述钻井液必须具有一定的物理特性。其中最重要的是该液体的粘度以及持水或保水特性。钻井液润滑和冲洗来自井筒的旋转钻头切屑。它们还在井筒中提供静水压力或静水压头以控制在地下地层中可能遇到的压力。钻井液的密度或重量产生了对管道的静水压力，该静水压力大于井筒穿过的多孔地下地层中的静水压力。在水基钻井液中，这是由于滤液或钻井液中的水流过井筒壁进入低压地层。
然而，滤液损失是石油工业中长期存在的问题。滤液损失可以描述为，由于地层压力和井筒中液体的静水压力之间的压力差，导致钻井液滤液损失到地下地层中的量。次优的滤失控制可导致在与可渗透区域相对的井筒环隙中产生桥。这可以导致下部区域与该桥上方的静水压力隔离。已经观察到，在这种桥下仅少量滤液损失就导致环空压力下降到地层压力以下。结果，地层流体和压力流入。这可能产生流动通道并且需要昂贵的补救工作。损失的流体也可能损坏敏感地层。因此，重要的是控制井筒维护液到周围地层的滤失。
发明内容
根据一个实施例，公开了用于减少水基井筒维护液滤失的方法。如本文所述，所述术语“井筒维护液”是指在钻井操作期间泵入井中的流体。该井本身可以用于气、油或使用这种流体的任何其它目的。根据本发明的一个或多个实施例，所述井筒维护液包括但不限于钻井液或泥浆、完井液、修井液、压裂液、清扫液、水泥组合物和/或其组合。所述井筒维护液可以包括淡水、采出水、海水、包含氯化钠、氯化钙和氯化钾、甲酸钠、甲酸钾、溴化钠、溴化钙、氯化锌、溴化锌及其混合物的盐水。
所述方法包括将滤失控制添加剂与所述井筒维护液组合起来。所述滤失控制添加剂包含：约1重量份的淀粉；约0.065至约0.26重量份的一氯乙酸钠(SMCA)；约0.035至约0.14重量份的碱；约0.009至约0.0036重量份的溶剂；约0.0001至约0.0004重量份的交联剂；和水，其中所述水的重量为所述碱的约100％至约300％。所述方法还包括将含有所述滤失控制添加剂的井筒维护液引入与地下地层接触的井筒中。所述滤失控制添加剂可以配制成在环境温度和约350°F之间的井筒温度下明显减少滤失。所述滤失控制添加剂在约350°F的温度下基本稳定。
在另一个实施例中，用于减少水基井筒维护液的滤失的方法可以包括制备前面公开的所述滤失控制添加剂。该方法包括以下步骤：(1)将天然淀粉和SMCA干混合第一预定反应时间段；(2)以第二预定反应时间段将碱性溶液喷洒到步骤(1)的干混合物上，以形成复合淀粉混合物；和(3)用稀释的交联剂处理复合淀粉混合物第三预定反应时间段。所述滤失控制添加剂在约350°F的温度下基本稳定。
所述第一预定反应时间段可以为约20分钟至约40分钟。所述第二预定反应时间段可以为约45分钟至约75分钟。所述第三预定反应时间段可以为约20分钟至约60分钟。所述复合淀粉混合物的形成产生放热反应。所述复合淀粉混合物的形成发生在没有外部加热的情况下，温度在约45℃至约70℃。
所述碱性溶液包含约0.035至约0.14重量份的碱和水，并且其中所述水的重量为碱的约100％至约300％。所述稀释的交联剂包含比例为1:4至1:14的交联剂和溶剂。所述交联剂选自于由表氯醇、环氧化合物、三氯氧磷、氰尿酰氯、甲醛及其组合组成的组。所述溶剂可以包括异丙醇、正丙醇、甲醇和乙醇。所述溶剂可以为交联剂和淀粉复合物的混合提供合适的介质。所述井筒维护液可以包括单价或二价的盐水。
所述滤失控制添加剂为井筒维护液提供在120°F的有效流变性和温度高达350°F的滤失控制性能。所述方法还包括在地下地层中执行钻井操作，并且其中在钻井操作期间，将含有所述滤失控制添加剂的井筒维护液引入到与地下地层接触的井筒中。
具体实施方式
在油气井钻探操作中使用水基井筒维护液是常见的和经济的。从成本、维护和保护环境的观点来看，水基或水基井筒维护液比油基流体明显更便宜。水基钻井液比油基钻井液有优势，因为添加剂是无害的，并且能被世界所有地区的环境所接受。油基泥浆在页岩稳定性、润滑性和高温稳定性方面的优点可通过精挑细选材料而在水基泥浆中获得。滤液损失可以通过增加滤液粘度来控制，以抵消在井下温度发生的所述井筒维护液正常的热稀释。为了减少流体从井筒维护液到周围地层的损失，建议使用添加剂。这些添加剂通常称为滤失添加剂或“滤失控制添加剂”。
专利号为4,123,366的美国专利公开了包括用于基于粘土的钻井泥浆中的羧甲基纤维素钠和羧甲基淀粉钠的添加剂。羧甲基纤维素钠和羧甲基淀粉钠的比例必须以3:2至约19:1的比例存在。专利号为4,652,384的美国专利公开了交联淀粉基添加剂。但是，它没有公开所述添加剂在约350°F的温度下在HPHT井中使用是稳定的。专利号为5,009,267的美国专利公开了包括两种或多种改性淀粉的混合物或一种或多种天然淀粉与一种或多种改性淀粉的混合物的滤失控制添加剂。专利号为5,851,959的美国专利公开了至少具有80％重量含量的支链淀粉的改性淀粉聚合物。该专利公开了在285°F的最高温度下的滤失控制。公布号为2004/0157748的美国专利公开了含有淀粉聚合物的水基钻井液，该淀粉聚合物至少具有50％重量含量的直链淀粉。
因此，在钻井液中使用淀粉是众所周知的。然而，常规淀粉倾向于在升高的温度在225°F或更高的温度下分解，当其长时间处于该温度下时。这是有问题的，因为在钻井过程期间在较深的井中经常遇到长时间的高温。常规淀粉的分解导致泥浆中所需的常规淀粉的消耗增加。
因此，减少在高温下周围地层的滤液损失的滤失控制添加剂存在行业需求。所述滤失控制添加剂在盐的存在下不应表现出显著的有效性损失，并且在环境温度至约350华氏度的温度范围下应该是化学稳定的。所述滤失控制添加剂应该与其它添加剂相兼容。所述滤失控制添加剂不应损害流变性能/属性，并且不应危害环境。所述滤失控制添加剂应该是水可分散的或可溶于水性井筒维护液。所述滤失控制添加剂应该在正常环境温度以及在宽的温度范围内表现出最佳的滤失控制性质，包括在高压高温井中遇到的约350华氏度。
根据本发明的一个或多个实施例，所述滤失控制添加剂可以以具有特定测量和组成的原料在高度受控的温度条件下制造。因此，所述滤失控制添加剂是高度和精确设计的产品。它可用于水基井维护液。该滤失控制添加剂可以在钻探含烃地层时显著减少流体损失。所述滤失控制添加剂可以用于高压高温(HPHT)井中。
本发明的一个实施例涉及在受控条件下以特定组成的原料制造或配制所述滤失控制添加剂。可以通过改性原始或天然淀粉配制所述滤失控制添加剂。所述天然淀粉可以衍生自一种或多种植物，包括玉米(corn)、小麦、玉蜀黍(maize)、马铃薯、稻、大豆、西米、木薯或其混合物。也可以使用蜡质淀粉，例如蜡质玉米(waxy maize)或糯玉米(waxy corn)。在其纯形式上，淀粉是白色、无味和无臭的粉末。它不溶于冷水或醇。淀粉由两种类型的分子组成：直链和螺旋直链淀粉，以及支链淀粉。用于制备所述滤失控制添加剂的淀粉可以含有20％-25％的直链淀粉和75％至80％的支链淀粉含量。但是，含有不同直链淀粉-支链淀粉量的淀粉也可用于配制所述滤失控制添加剂。
根据一个实施例，所述滤失控制添加剂可以按以下分批工艺制造。可将约500份天然淀粉与约50至80份一氯乙酸钠(“SMCA”)干混。该混合可以在本领域已知的合适容器中进行。例如，该混合可以在双轴桨式混合器中进行。该混合可以进行第一预定反应时间段。所述第一预定反应时间段可以为约20分钟至约40分钟。优选地，所述第一预定反应时间段可以为约25分钟至约35分钟。所述粉末状淀粉和SMCA的干混合释放热能，并将该混合物的温度从环境温度升至约35℃至约40℃。与制备交联淀粉的常规方法不同，所述淀粉和SMCA的混合不需要任何水。
在单独的混合罐中，将约20至40份碱溶解在约60至80份水中。所述碱可以选自于由氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸钠、碳酸钾、碳酸氢钠及其组合组成的组。优选地，所述碱是氢氧化钠或氢氧化钾。
然后将以上制备的碱性溶液以第二预定时间段喷洒到所述淀粉和SMCA的混合物上。所述第二预定反应时间段为约45分钟至约75分钟。优选地，所述第二预定反应时间段为约55分钟至约65分钟。该喷洒可以在合适的容器中进行，例如双轴桨叶式混合器。
碱化和醚化反应可以在该过程中同时发生以形成复合淀粉混合物。在该碱化反应中，淀粉与所述碱反应形成碱性淀粉。放热反应和机械混合将复合淀粉混合物的温度升高到约55℃-60℃。在所述混合和喷洒步骤期间不需要外部热量。
在上述步骤完成后，在合适的溶剂存在下，在55℃-60℃的混合物温度下，将所得的复合淀粉混合物与少量的约0.05至约0.15份交联剂进行交联。所述交联剂选自于由表氯醇、环氧化合物、三氯氧磷、氰尿酰氯、甲醛及其组合组成的组。所述溶剂可以选自于由异丙醇、甲醇、乙醇、正丙醇或任何其它合适的溶剂组成的组。该溶剂的量可以为约0.8至1份。
所述交联淀粉混合物可以在混合下保持第三预定反应时间段。所述第三预定反应时间段可以为约20分钟至约60分钟以实现所需的淀粉交联。优选地，所述第三预定反应时间段可以为约30分钟至约45分钟。该交联步骤对于赋予滤失控制添加剂低剪切速率粘度和高温稳定性是至关重要的。
在交联步骤之后形成的所述交联淀粉混合物可以具有约20％-25％的水分含量。所述交联淀粉混合物可以在本领域已知的合适的干燥设备中完全或至少部分干燥。例如，所述交联淀粉混合物可以在桨式干燥器中干燥。该干燥也可以通过加热鼓式干燥器或挤出机完成。该干燥温度可以保持在90℃至110℃之间，这取决于构成所述交联混合物的原料中存在的水分。所述交联淀粉混合物可以继续干燥直至其水分含量降低6％至约10％。
所述干燥的交联淀粉混合物可以研磨成通常用于井筒维护液的粒度。所述交联淀粉混合物也可以进料到微粉碎机中粉碎成所需的粒度。所需的粒度可以由该地下地层的特性和井筒维护液的性质决定。将所得粉末混合物通过振动筛筛选以从细粉末中将粗粉末分离出来。该细粉末可以通过合适的包装机器包装用作滤失控制添加剂。有利地，该制造过程不产生任何有害副产物或流出物废物。
在该制造过程中，根据上述实施例，保持各种原料的特定量是至关重要的。例如，必须控制碱和SMCA的量，以确保滤失控制添加剂在高达350°F的高温下是稳定的。类似地，必须控制交联剂的量、反应温度和第一、第二和第三预定反应时间，以便增加滤失控制添加剂的热稳定性并确保其在较高温度条件下的无害流变性能。
根据上述实施例制造的滤失控制添加剂可以包括：约1重量份的淀粉；约0.065至约0.26重量份的一氯乙酸钠(SMCA)；约0.035至约0.14重量份的碱；约0.009至约0.0036重量份的溶剂；约0.0001至约0.0004重量份的交联剂；和水，其中所述水的重量为所述碱的约100％至约300％。在一个或多个实施例中，为了达到所需的高温稳定性，所述滤失控制添加剂可以基本上由特定组成的上述原料组成，即1重量份的淀粉；约0.065至约0.26重量份的SMCA；约0.035至约0.14重量份的碱；约0.009至约0.0036重量份的溶剂；约0.0001至约0.0004重量份的交联剂；和水，其中所述水的重量为所述碱的约100％至约300％。
根据上面实施例制造的滤失控制添加剂按照API 13A测试程序对水基井筒维护液进行测试。在升高的温度下，含有所述淀粉的样品钻井液在静态老化之后，通过美国石油学会(API)滤失测试来检查产品的有效性。
在一个实施例中，用于减少来自于水基井筒维护液滤失的方法包括将根据本发明的实施例制造的所述滤失控制添加剂组合或添加到所述井筒维护液。应当理解，在实践中，添加到所述井筒维护液中的滤失控制添加剂的量对于不同的钻井操作将是不同的，并且每个操作者可以使用他们认为优越的特定或足够的量。可以用本领域技术人员已知的任意数量的方式将含有添加剂的所述井筒维护液引入到井筒中。
在另一个实施例中，用于钻井的方法包括使用包含根据本发明所述实施例制造的滤失控制添加剂的水基井筒维护液。
所述井筒维护液还可以包括分散剂，例如改善流动性的表面活性剂。例如，脱水山梨糖醇单油酸酯、聚氧乙烯山梨醇酐单油酸酯、乙氧基化丁醇和乙氧基化壬基酚，以及这些表面活性剂的各种混合物可以加入到所述井筒维护液中。所述井筒维护液还可包括选自于由加重剂、除氧剂、杀生物剂、pH调节剂、增粘剂、缓蚀剂、润滑剂、摩擦抑制剂、阻垢剂和高温稳定剂组成的组中的至少一种组分。应当理解，并非所有可能的成分都可以存在于任何一种井筒维护液中，但是它们的选择和使用对于不同的钻井操作将不同，并且每个操作者将根据情况使用不同的成分。
所述滤失控制添加剂可以通过增加滤液的粘稠来减少滤失。所述滤失控制添加剂可以与其它添加剂一起使用。当需要时，可以加入增粘剂以帮助所述滤失控制添加剂提供井筒的清洁并改善悬浮性质。
所述滤失控制添加剂可以用于水性井筒维护液中。这种流体可能是钻取水敏感部分时所需要的。所述水性井筒维护液可以是水或基本上任何水溶液。实例包括天然水或盐水或海水和/或软化的或其它通过离子交换树脂、絮凝剂等处理的水。盐水是含有盐例如钠、钾或钙盐的水的通用术语。
所述滤失控制添加剂可以促进井筒稳定性、流变控制和滤失控制。所述滤失控制添加剂控制井下作业中使用的井筒维护液的量。
包含滤失控制添加剂的结果可以是井筒维护液更好的泵送特性。这可以改善该流体的清除，同时降低井漏的可能性。
所述井筒维护液可以含有至少一种无机或有机盐。例如，所述井筒维护液可以包括无机一价和多价金属盐，例如氯化钙、氯化钠、氯化钾、氯化镁、甲酸钠、甲酸钾、溴化钠、溴化钾、氯化锌、溴化锌和氯化铵。
所述井筒维护液可以大大减少滤失而不永久堵塞或以其它方式损坏流变结构。
所述滤失控制添加剂可以通过过滤导致水/流体损失的速率的显着降低。所述滤失控制添加剂容易混合。所述滤失控制添加剂在非常高的温度下表现出增强的稳定性。
在钻井操作中使用的常规添加剂在275°F以上开始降解，但是，根据本发明的一个或多个实施例的所述滤失添加剂被发现甚至在约350°F的温度下是稳定的。由于勘探和生产活动会涉及在高温条件下的操作，因此本发明的所述滤失控制添加剂可以非常适合于甚至在高温井条件下使用。
所述滤失控制添加剂是无害的，并且在完成涉及所述滤失控制添加剂的所需处理过程之后易于生物降解。因此，所述滤失控制添加剂可以在环境敏感的区域或在强调环境保护重要的区域中放心地使用。
有利地，如本文描述的所述滤失控制添加剂用可再生资源(例如天然淀粉)配制。因此，当与昂贵的和非环境友好的基于合成聚合物的添加剂相比时，它可以更划算和对环境更安全。这种基于聚合物的添加剂也可能不适用于高于250°F的高温应用。另外，与根据本发明的一个或多个实施例在此描述的所述滤失控制添加剂不同，这些基于聚合物的添加剂可能仅溶于油基(而不是水基)井筒维护液。
当在井筒中使用基于合成聚合物的添加剂时，高浓度的油湿固体可沉积在井筒和套管的表面上。清理这种积聚物(buildup)可能是昂贵的。由于本文根据本发明的一个或多个实施例描述的所述滤失控制添加剂与天然淀粉一起配制，因此它可以基本上最小化与基于合成聚合物的添加剂相关的井筒清洁相关问题。
以下描述了示例性测试结果。
实施例1
通过将碱-预凝胶淀粉(base-pregel starch)和本发明实施例的高温稳定滤失控制剂引入到甲酸钾泥浆系统中来比较两种添加剂的滤失控制性质。所述泥浆系统中的其它组分、该泥浆系统中其它组分的混合顺序和其它组分的混合时间保持几乎相同。从表1中可以看出，在350°F下该碱-预凝胶淀粉所显示的滤失控制是不受控制的。另一方面，包括本发明实施例的高温稳定滤失控制剂的泥浆系统所显示的滤液损失在350°F下是低的，大约6.8ml。
表1
实施例2
通过将碱-预凝胶淀粉和本发明实施例的高温稳定滤失控制剂引入到氯化钾泥浆系统中来比较两种添加剂的滤失控制性质。所述泥浆系统中的其它组分、该泥浆系统中其它组分的混合顺序和其它组分的混合时间保持几乎相同。从表2中可以看出，在350°F下该碱-预凝胶淀粉所显示的滤失控制是不受控制的。另一方面，包括本发明实施例的高温稳定滤失控制剂的泥浆系统所显示的滤液损失在350°F下是低的，大约7.8ml。
表2
实施例3
通过将碱-预凝胶淀粉和本发明实施例的高温稳定滤失控制剂引入到氯化钠泥浆系统中来比较两种添加剂的滤失控制性质。通过改变该泥浆系统中的水和CaCO3的量来进行测试。所述泥浆系统中的其它组分、该泥浆系统中其它组分的混合顺序和其它组分的混合时间保持几乎相同。从表3中可以看出，在300°F和350°F下该碱-预凝胶淀粉所显示的滤失控制是不受控制的。另一方面，包括本发明实施例的高温稳定滤失控制剂的泥浆系统所显示的滤液损失低于9ml。
表3
实施例4
通过将碱-预凝胶淀粉和本发明实施例的高温稳定滤失控制剂引入到氯化钙泥浆系统中来比较两种添加剂的滤失控制性质。通过在不同盐水浓度下改变该泥浆系统的重量来进行测试。所述泥浆系统中的其它组分、该泥浆系统中其它组分的混合顺序和其它组分的混合时间保持几乎相同。从表4中可以看出，在300°F的温度下该碱-预凝胶淀粉所显示的滤失控制是不受控制的。另一方面，包括本发明实施例的高温稳定滤失控制剂的泥浆系统所显示的滤液损失在300°F和350°F的温度下为6ml或更低。
表4
实施例5
通过将碱-预凝胶淀粉和本发明实施例的高温稳定滤失控制剂引入到溴化钙泥浆系统中来比较两种添加剂的滤失控制性质。在相同盐水浓度水平下进行该测试。所述泥浆系统中的其它组分、该泥浆系统中其它组分的混合顺序和其它组分的混合时间保持几乎相同。从表5中可以看出，在300°F的温度下该碱-预凝胶淀粉所显示的滤失控制是不受控制的。另一方面，包括本发明实施例的高温稳定滤失控制剂的泥浆系统所显示的滤液损失在300°F和350°F的温度下为6ml或更低。
表5
但是，这些测试结果仅仅是对本发明的说明，并且本领域技术人员将认识到，在本文提供的教导内可以采用许多其它变型。这些变型被认为包括在如所附权利要求中阐述的本发明的范围内。
如本文所使用的，词语“包含(comprise)”、“具有(have)”、“包括(include)”及其所有语法变体均旨在具有开放的、非限制性的含义，不排除附加的要素或步骤。如本文所使用的，“流体”是具有连续相的物质，当该物质在71°F(22℃)的温度和一个大气压“atm”(0.1兆帕“MPa”)的压力下测试时，该连续相倾向于流动并符合其容器的轮廓。流体可以是液体或气体。
粘度是流体物理性质的例子。流体的粘度是流体流动的耗散行为，并且包括但不限于运动粘度、剪切强度、屈服强度、表面张力、粘塑性和触变性。粘度通常以厘泊(cP)为单位表示，其为1/100泊。一泊等同于单位达因-秒每平方厘米(dyne-sec/cm2)。
应当理解，如本文所使用的，“第一”、“第二”、“第三”等，是任意分配的并且仅旨在区分两个或更多个反应时间，等等，视情况而定，并且不指示任何特定的顺序。此外，应当理解，仅仅使用术语“第一”不要求存在任何“第二”，并且仅仅使用术语“第二”不要求存在任何“第三”，等等。
因此，本发明很好地适于实现所提及的目的和优点以及其中固有的那些目的和优点。以上公开的特定实施例仅是说明性的，因为本发明可以以对于受益于本文教导的本领域技术人员来说显而易见的不同但等同的方式进行修改和实施。此外，除了下面的权利要求中所描述的之外，不希望限制本文所描述的配制的细节。因此，显而易见的是，以上公开的特定说明性实施例可以被改变或修改，并且所有这些变化都被认为在本发明的范围和精神内。尽管组合物和方法用术语“包含(comprising)”、“含有(containing)”或“包括(including)”各种组分或步骤来描述，但是所述组合物和方法也可以“基本上由(各种组分和步骤)组成”或“由(各种组分和步骤)组成”。特别地，本文公开的每个范围值(形式是“从约a至约b”或等价地，“从约a至b”)应理解为阐述包含在较宽范围值内的每个数字和范围。此外，权利要求中的所述术语具有其平常的普通含义，除非专利权人另有明确和清楚的定义。此外，如权利要求中所使用的不定冠词“一(a)”或“一(an)”在本文中被定义为是指其引入的一个或多于一个要素。如果词语或术语在本说明书和一个或多个专利或可以通过引用并入本文的其它文献中的使用存在任何冲突，应采用与本说明书一致的定义。
Claims (17)
1.一种用于减少水基井筒维护液滤失的方法，包括：
制备滤失控制添加剂，包括：
(1)将天然淀粉和一氯乙酸钠(SMCA)干混合第一预定反应时间段，以形成干混合物，其中所述第一预定反应时间段为20分钟至40分钟，并且其中所述淀粉选自由玉米、小麦、稻、玉蜀黍、马铃薯、西米、大豆、木薯及其混合物组成的组；
(2)通过将碱性溶液喷洒到步骤(1)的干混合物上第二预定反应时间段来碱化所述干混合物，以形成复合淀粉混合物，其中所述碱性溶液包含溶于60至80份水的20至40份碱，其中所述碱选自由氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸钠、碳酸钾、碳酸氢钠及其组合组成的组，并且其中所述第二预定反应时间段为45分钟至75分钟；和
(3)用稀释的交联剂处理所述复合淀粉混合物第三预定反应时间段，以形成交联淀粉混合物，其中所述第三预定反应时间段为20分钟至60分钟，并且其中所述稀释的交联剂包括1:9比例的交联剂和溶剂，将所述滤失控制添加剂与所述井筒维护液组合，其中所述井筒维护液包括单价或二价的盐水。
2.根据权利要求1所述的方法，其中所述淀粉选自蜡质玉米。
3.根据权利要求1所述的方法，其中所述复合淀粉混合物的形成产生放热反应。
4.根据权利要求1所述的方法，其中所述复合淀粉混合物的形成发生在没有外部加热的情况下，温度在45℃至70℃。
5.根据权利要求1所述的方法，其中所述交联剂选自于由表氯醇、环氧化合物、三氯氧化磷、氰尿酰氯、甲醛及其组合组成的组，并且其中所述溶剂选自于由异丙醇、正丙醇、甲醇和乙醇组成的组。
6.根据权利要求1所述的方法，其中所述滤失控制添加剂包括：
1重量份的淀粉；
0.065至0.26重量份的一氯乙酸钠(SMCA)；
0.035至0.14重量份的碱；
为碱的重量100％至300％的水；
0.0001至0.0004重量份的交联剂；其中所述滤失控制添加剂配制为在高达350°F的温度下为井筒维护液提供滤失控制性质。
7.一种用于减少水基井筒维护液滤失的方法，包括：
制备滤失控制添加剂，包括：
(1)将天然淀粉和一氯乙酸钠(SMCA)干混合第一预定反应时间段，以形成干混合物，其中所述第一预定反应时间段为20分钟至40分钟，并且其中天然淀粉和SMCA的干混合释放热能并将干混合物的温度从环境温度升至35℃至40℃；
(2)通过将碱性溶液喷洒到步骤(1)的干混合物上第二预定反应时间段来碱化所述干混合物，以形成复合淀粉混合物，其中所述碱性溶液包含溶于60至80份水的20至40份碱，其中所述第二预定反应时间段为45分钟至75分钟，并且其中在没有外部加热的情况下所述复合淀粉混合物的温度升至55℃至60℃；
(3)用稀释的交联剂处理所述复合淀粉混合物第三预定反应时间段，以形成交联淀粉混合物，其中所述第三预定反应时间段为20分钟至60分钟，并且其中所述稀释的交联剂包括1:9比例的交联剂和溶剂，其中在55℃至60℃的复合淀粉混合物温度下所述复合淀粉混合物与稀释的交联剂交联；
(4)干燥交联淀粉混合物；和
(5)将所述交联淀粉混合物研磨和/或粉碎至所需的粒度；
将所述滤失控制添加剂与所述井筒维护液组合，其中所述井筒维护液包括单价或二价的盐水。
8.根据权利要求7所述的方法，其中所述淀粉选自由玉米、小麦、稻、玉蜀黍、马铃薯、西米、大豆、木薯及其混合物组成的组。
9.根据权利要求7所述的方法，其中所述淀粉选自蜡质玉米。
10.根据权利要求7所述的方法，其中所述碱选自由氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸钠、碳酸钾、碳酸氢钠及其组合组成的组。
11.根据权利要求7所述的方法，其中所述滤失控制添加剂配制成在环境温度至350°F之间的井筒温度下明显减少滤失。
12.根据权利要求7所述的方法，其中所述井筒维护液包括钻井液、完井液、修井液、压裂液、清扫液或其组合。
13.根据权利要求7所述的方法，其中所述井筒维护液选自由淡水、采出水、海水、钙盐水、钠盐水、钾盐水及其混合物组成的组。
14.根据权利要求7所述的方法，其中所述交联剂选自由表氯醇、环氧化合物、三氯氧化磷、氰尿酰氯、甲醛及其组合组成的组。
15.根据权利要求7所述的方法，其中所述溶剂选自由异丙醇、正丙醇、甲醇和乙醇组成的组，其中所述溶剂为所述交联剂与淀粉的均匀混合提供介质。
16.根据权利要求7所述的方法，其中所述井筒维护液还包括选自由加重剂、除氧剂、杀生物剂、pH调节剂、增粘剂、表面活性剂、缓蚀剂、润滑剂、摩擦抑制剂、阻垢剂和高温稳定剂组成的组中的至少一种组分。
17.一种用于减少水基井筒维护液滤失的方法，包括：
(A)制备滤失控制添加剂，由以下组成：
(1)将天然淀粉和一氯乙酸钠(SMCA)干混合第一预定反应时间段，以形成干混合物，其中所述第一预定反应时间段为20分钟至40分钟；
(2)通过将碱性溶液喷洒到步骤(1)的干混合物上第二预定反应时间段来碱化所述干混合物，以形成复合淀粉混合物，其中所述碱性溶液包含溶于60至80份水的20至40份碱，其中所述第二预定反应时间段为45分钟至75分钟；
(3)用稀释的交联剂处理所述复合淀粉混合物第三预定反应时间段，以形成交联淀粉混合物，其中所述第三预定反应时间段为20分钟至60分钟，并且其中所述稀释的交联剂包括1:9比例的交联剂和溶剂；
(4)干燥交联淀粉混合物；和
(5)将所述交联淀粉混合物研磨和/或粉碎至所需的粒度；
(B)将所述滤失控制添加剂与所述井筒维护液组合，其中所述井筒维护液包括单价或二价的盐水。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010143368.9A CN111500268A (zh) | 2014-06-10 | 2014-06-10 | 含有高温滤失控制添加剂的水基井筒维护液 |
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201480080756.XA CN106661929B (zh) | 2014-06-10 | 2014-06-10 | 含有高温滤失控制添加剂的水基井筒维护液 |
| PCT/IB2014/062108 WO2015189656A1 (en) | 2014-06-10 | 2014-06-10 | Water-based wellbore servicing fluids with high temperature fluid loss control additive |
| CN202010143368.9A CN111500268A (zh) | 2014-06-10 | 2014-06-10 | 含有高温滤失控制添加剂的水基井筒维护液 |
Related Parent Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201480080756.XA Division CN106661929B (zh) | 2014-06-10 | 2014-06-10 | 含有高温滤失控制添加剂的水基井筒维护液 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111500268A true CN111500268A (zh) | 2020-08-07 |
Family
ID=54832956
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010143368.9A Pending CN111500268A (zh) | 2014-06-10 | 2014-06-10 | 含有高温滤失控制添加剂的水基井筒维护液 |
| CN201480080756.XA Expired - Fee Related CN106661929B (zh) | 2014-06-10 | 2014-06-10 | 含有高温滤失控制添加剂的水基井筒维护液 |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201480080756.XA Expired - Fee Related CN106661929B (zh) | 2014-06-10 | 2014-06-10 | 含有高温滤失控制添加剂的水基井筒维护液 |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9920582B2 (zh) |
| CN (2) | CN111500268A (zh) |
| WO (1) | WO2015189656A1 (zh) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108546548B (zh) * | 2018-03-27 | 2020-09-18 | 长江大学 | 一种深水水基钻井液及其应用 |
| CN108690579B (zh) * | 2018-06-29 | 2020-08-28 | 长江大学 | 一种生态钻井液及其在盐碱地改良中的应用 |
| CN109233772A (zh) * | 2018-08-30 | 2019-01-18 | 克拉玛依市广振石油技术服务有限责任公司 | 油气井修井用抗低温无土相屏蔽环保型压井液 |
| US11746275B2 (en) * | 2019-05-24 | 2023-09-05 | Schlumberger Technology Corporation | Inhibitive divalent wellbore fluids, methods of providing said fluids, and uses thereof |
| CN111454392A (zh) * | 2020-03-18 | 2020-07-28 | 滨州德润化工有限责任公司 | 一种钻井液用抗温抗复合盐降失水剂 |
| CN113136186B (zh) * | 2021-04-07 | 2022-07-01 | 西安石油大油气科技有限公司 | 石油开采用可调节降解时效的自降解暂堵剂及其制备工艺 |
| CN114958327B (zh) * | 2022-07-11 | 2023-06-30 | 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 | 一种耐高温的环空保护缓蚀剂及其制备方法和应用 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5851959A (en) * | 1997-01-03 | 1998-12-22 | Chemstar Products Company | High temperature stable modified starch polymers and well drilling fluids employing same |
| US6180571B1 (en) * | 1997-07-28 | 2001-01-30 | Monsanto Company | Fluid loss control additives and subterranean treatment fluids containing the same |
| CN1300313A (zh) * | 1998-04-09 | 2001-06-20 | 马铃薯及衍生产品合作销售生产阿韦贝公司 | 钻井液 |
| US20130296543A1 (en) * | 2010-11-09 | 2013-11-07 | Milford Hanna | Method for the production of substituted polysaccharides via reactive extrusion |
| CN104327809A (zh) * | 2014-11-03 | 2015-02-04 | 河北光大石化有限公司 | 一种钻井液用降滤失剂及其制备方法 |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2702787A (en) * | 1950-08-22 | 1955-02-22 | Freeland John Wilbur | Drilling fluid |
| US4123366A (en) | 1977-08-03 | 1978-10-31 | Phillips Petroleum Company | Drilling mud containing sodium carboxymethylcellulose and sodium carboxymethyl starch |
| US4652384A (en) | 1984-08-30 | 1987-03-24 | American Maize-Products Company | High temperature drilling fluid component |
| US5009267A (en) | 1988-11-14 | 1991-04-23 | Nalco Chemical Company | Method for temporarily reducing permeability of subterranean formations |
| US5629271A (en) | 1994-03-25 | 1997-05-13 | Texas United Chemical Corporation | Methods of reducing fluid loss and polymer concentration of well drilling and servicing fluids |
| US5614475A (en) * | 1995-04-25 | 1997-03-25 | Rhone-Poulenc Inc. | Carboxyalkyl substituted polygalactomannan fracturing fluids |
| US20030191029A1 (en) | 2002-03-28 | 2003-10-09 | Elementis Specialties, Inc. | Aqueous-based oil well drilling fluids containing high amylose starch polymers |
| US7196039B2 (en) * | 2003-12-11 | 2007-03-27 | Chevron Philips Chemical Company Lp | Methods of reducing fluid loss in a wellbore servicing fluid |
| ES2337506T3 (es) * | 2005-12-22 | 2010-04-26 | Cargill, Incorporated | Procedimiento para la modificacion de almidon. |
| US20140073538A1 (en) * | 2012-09-12 | 2014-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid Loss Control Composition and Method of Using the Same |
-
2014
- 2014-06-10 WO PCT/IB2014/062108 patent/WO2015189656A1/en active Application Filing
- 2014-06-10 US US15/316,501 patent/US9920582B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-06-10 CN CN202010143368.9A patent/CN111500268A/zh active Pending
- 2014-06-10 CN CN201480080756.XA patent/CN106661929B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5851959A (en) * | 1997-01-03 | 1998-12-22 | Chemstar Products Company | High temperature stable modified starch polymers and well drilling fluids employing same |
| US6180571B1 (en) * | 1997-07-28 | 2001-01-30 | Monsanto Company | Fluid loss control additives and subterranean treatment fluids containing the same |
| CN1300313A (zh) * | 1998-04-09 | 2001-06-20 | 马铃薯及衍生产品合作销售生产阿韦贝公司 | 钻井液 |
| US20130296543A1 (en) * | 2010-11-09 | 2013-11-07 | Milford Hanna | Method for the production of substituted polysaccharides via reactive extrusion |
| CN104327809A (zh) * | 2014-11-03 | 2015-02-04 | 河北光大石化有限公司 | 一种钻井液用降滤失剂及其制备方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 张光华: "《水处理化学品制备与应用指南》", 31 October 2003, 北京:中国石化出版社 * |
| 田文欣: ""复合变性淀粉合成与性能评价"", 《化学工业与工程技术》 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US9920582B2 (en) | 2018-03-20 |
| CN106661929B (zh) | 2020-04-14 |
| US20170145296A1 (en) | 2017-05-25 |
| WO2015189656A1 (en) | 2015-12-17 |
| CN106661929A (zh) | 2017-05-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106661929B (zh) | 含有高温滤失控制添加剂的水基井筒维护液 | |
| EP1991633B1 (en) | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent | |
| AU2014223850B2 (en) | Clean fluid loss control additives | |
| US10280358B2 (en) | Non-invasive cement spacer fluid compositions, spacer fluid products, methods of well operation and well apparatus | |
| WO2012176000A2 (en) | Wellbore fluid | |
| US20140073538A1 (en) | Fluid Loss Control Composition and Method of Using the Same | |
| Rasheed et al. | A review on the use of carboxymethyl cellulose in oil and gas field operations | |
| AU2011311626B2 (en) | Low residue formation fracturing | |
| US20140329724A1 (en) | Crosslinking Chitosan for Reducing Permeability in a Well | |
| WO2006082358A1 (en) | Methods and compositions for improving the thermal stability of aqueous polymeric wellbore treatment fluids | |
| US20230203361A1 (en) | Wellbore stability compositions comprising nanoparticles | |
| US20050003968A1 (en) | Drilling fluids | |
| US20120028853A1 (en) | Drilling fluid, drilling fluid additive, methods of making and using, such fluid and additive, methods of operating a well | |
| US11230911B2 (en) | Wellbore servicing fluid and methods of making and using same | |
| US12065611B1 (en) | Sized bridging agents, low density pill and fluid compositions comprising said agents, and methods of controlling fluid loss and formation damage using said compositions | |
| US20240336831A1 (en) | Liquid Suspension Composition for Wellbore Operations, and Methods of Making and Using Same | |
| WO2016176641A1 (en) | Self-crosslinking polymers for wellbore strengthening | |
| WO2011011878A1 (en) | Drilling fluid additive comprising an oil and multiple guar compounds |
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 | ||
| WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |
Application publication date: 20200807 |
|
| WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |