CN1136576A - 由一种含丙烯酰胺的聚合物组成的组合物及其应用方法 - Google Patents

由一种含丙烯酰胺的聚合物组成的组合物及其应用方法 Download PDF

Info

Publication number
CN1136576A
CN1136576A CN96101354A CN96101354A CN1136576A CN 1136576 A CN1136576 A CN 1136576A CN 96101354 A CN96101354 A CN 96101354A CN 96101354 A CN96101354 A CN 96101354A CN 1136576 A CN1136576 A CN 1136576A
Authority
CN
China
Prior art keywords
composition
acrylamide
polymer
acid
weight
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
CN96101354A
Other languages
English (en)
Other versions
CN1065889C (zh
Inventor
B·B·帕泰尔
T·G·穆勒
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.)
Phillips Petroleum Co
Original Assignee
Phillips Petroleum Co
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 Phillips Petroleum Co filed Critical Phillips Petroleum Co
Publication of CN1136576A publication Critical patent/CN1136576A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN1065889C publication Critical patent/CN1065889C/zh
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related 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
    • C09K8/02—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
    • C09K8/02—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
    • 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

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)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

提供一种组合物，该组合物由一种含丙烯酰胺的、具有来自至少两种单体的重复单元的聚合物及一种聚丙二醇和非必须的一种多糖组成。并且提供了一种能用作钻井流体的组合物。该组合物由氯化钙、一种含丙烯酰胺的且具有来自至少两种单体的重复单元的聚合物、一种聚丙二醇和非必须的一种多糖组成。另外，提供了一种使用水基流体的方法，此方法在用于钻粘土状页岩和可水合岩层方面具有油基流体性能，此方法包括用一种组合物与页岩或岩层接触，此组合物由氯化钙、一种含丙烯酰胺的聚合物、聚丙二醇和非必须的一种多糖组成，其中含丙烯酰胺的聚合物、聚丙二醇和多糖都各存在足够的量，以实现对水基组合物的失水量的控制。

Description

由一种含丙烯酰胺的聚合物组成的组合物及其应用方法
本发明涉及由一种含丙烯酰胺的聚合物组成的组合物及其使用方法。
水基流体，例如钻井流体、选矿流体、采矿流体、水基金属工作流体、食品添加剂以及水基涂料，在多种工业应用中都是有用的。钻井领域的技术人员都知道，开掘天然资源，如天然气、地热蒸气或石油的地下矿藏时，特别当用旋转法或撞击法钻井时，钻屑必须从钻孔中排出，这就需要使用钻井流体。
水基流体如用作油田作业中的修井流体和完井流体，这对该领域内技术人员也是熟悉的。修井流体是对已钻的井进行修理用的流体。这类修理工作包括取出管道、换泵、清除砂子或其他矿物、测井等。修井也广泛地包括对已有油井的二次采油或三次采油的准备步骤。如加入聚合物、胶束驱流、注蒸汽等。
完井流体是用于钻井、完井或二次完井中的各步骤中的流体。完井作业可包括套管钻孔、安放管道和泵等。修井和完井流体两者都在一定程度上控制井压，当正在完井和修井时制止井喷，或防止套管超压而挤扁。
油基或烃基的钻井流体一般使用于对高水合结构层或粘土页岩的钻井中。然而，这些至少含一种烃作载体的油基或烃基的钻井流体，不能用于那些环境法规极关重要的地区，故在那些地区选用水基流体。
虽然许多种水基钻井流体被用于钻穿粘土页岩或高水合结构层，但没有一种像油基或烃基流体一样好用。即使近来合成的一些含醚、聚烯烃或二醇的液基流体被用于钻粘土页岩或高水合结构层，而且有一定成效，这些液基流体通常因为太贵而在费用上是不可行的。
此外，当流体含少于约2000毫克/升氯化钙，而被用于地下岩层钻井时，发现许多种水基流体添加剂有效地提供了对水基流体的控制流体损失、增加粘度、抑制钻屑、或兼有其两种或更多种的效能。可是，在氯化钙浓度增加时，这些添加剂的效能、尤其是维持流变性和控制失水性大大地降低。所以，迫切需要的是开发一种改进的水基流体或其中的添加剂，以及使用这些流体或添加剂的方法。
本发明的一个目的是提供一种用于水基流体中的添加剂。本发明的进一步的目的是提供一种具有用于钻探粘土页岩或高水合岩层的油基流体的特性的水基流体。本发明的另一目标是提供一种作为钻井流体用的水基流体。还有，本发明的另一个目标是提供一种能用作钻井流体的组合物，其中钻井流体至少含1,000、优选5,000、更优选10,000、更更优选25,000、最优选50,000毫克/升氯化钙。当本发明在以下更充分公开时，其他目的、优点和特征将更清楚。
按本发明第一个实施方案，提供的一种组合物是由含来自至少两种单体的重复单元的含丙烯酰胺的聚合物、一种聚丙二醇和非必须的一种多糖所组成。其中含丙烯酰胺的聚合物、聚丙二醇和多糖都各以足够的量存在，以实现对水基组合物的失水量的控制。
按本发明的第二个实施方案，提供了能用作钻井流体的水基组合物，此组合物由：氯化钙、一种含丙烯酰胺的具有来自至少两种单体的重复单元的聚合物、一种聚丙二醇和非必须的一种多糖组成。其中含丙烯酰胺的聚合物、聚丙二醇和多糖都各以足够的量存在，以实现对水基组合的失水量的控制。
按本发明的第三个实施方案，提供了一种具有在粘土页岩或高水合岩层中钻井用的油基流体特性的水基流体的使用方法，这方法包括用由氯化钙、一种含丙烯酰胺的聚合物、一种聚丙二醇和非必须的一种多糖组成的组合物与页岩或岩层接触，其中含丙烯酰胺聚合物、聚丙二醇和多糖都各以足够的量存在，以实现对水基组合物的失水量的控制。
按本发明第一个实施方案，提供了一种流体添加剂，此添加剂由：一种含丙烯酰胺的含来自至少两种单体的重复单元的聚合物、一种聚丙二醇、和一种多糖组成。除非另有说明，在此术语“可水合结构地层”当粘土页岩用。除非另有说明，术语“粘土页岩”在本发明中指的是软的而易分散的结构地层，其在润湿时形成高塑性和粘性团块。
按本发明第一个实施方案，含丙烯酰胺的聚合物可以是含任何一种丙烯酰胺的聚合物，在外界条件下，此聚合物抑制页岩分散或增加水的粘度或兼有两种功能。除非另有说明，在此所用的术语“聚合物”指的是一种二元共聚物、三元共聚物、四元共聚物、或其任何两种或两种以上的组合物。
含适的含丙烯酰胺的聚合物都是丙烯酰胺和至少一种烯烃共单体的热稳定聚合物。在本发明中，能与丙烯酰胺共聚的任何烯烃共单体一般都可使用，例如合适的烯烃共单体包括有但不限于：R-C(R)＝C(R)-C(O)-C(R)(R)，R-C(R)＝C(R)-C(O)-N(R)-Y-R，R-C(R)＝C(R)-C(O)-G-Y-Z，R-C(R)＝C(R)-C(O)-G-Y-W，CH2-CH-C(O)-N(R)-(CH2)n-CH3，及其任何两种或两种以上、R相同或不同的单体的组合物。R各选自氢、烷基、芳基、芳烷基、烷烷基、环烷基及其任何两种和两种以上的基团，其中每个基团可含1至～12个碳原子；G是O或NH；Y是一种具有1～10、优选1至～7、最优选1至4个碳原子的亚烷基，Y可含选自羟基、卤素、氨基、烷基、芳基、烷芳基、芳烷基、环烷基及其任何两种或两种以上组合物的取代基，其中每个含碳的基团有1至～12个碳原子；W是一种酸部分，其选自膦酸、磷酸、亚膦酸、硫酸、磺酸、亚硫酸、亚磺酸、羧酸、这些酸的碱金属盐、这些酸的铵盐及其任何两种或两种以上的组合物；Z有一个选自N(R)(R)、N+(R)(R)(R)X-及其任何两种或两种以上的化学式，其中R与上相同，X可以是选自磺酸盐、亚磺酸盐、硫酸盐、膦酸盐、亚膦酸盐、磷酸盐、卤化物、硝酸盐的任何一种无机阴离子，及其任何两种或两种以上盐的阴离子；n是0至10的数。合适的烯烃共单体的更特定的例子包括但不限于：乙酸乙烯酯、乙烯吡啶、苯乙烯、甲基丙烯酸甲酯、丙烯酰哌嗪、甲基丙烯酰哌嗪、甲基丙烯酰吗啉、甲基丙酰胺、丙烯腈、甲基丙烯酸、甲基丙烯酸铵盐、甲基丙烯酸碱金属盐、2-甲基丙烯酰氧乙基三甲胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸碱金属盐、2-甲基丙烯酰氧乙磺酸、2-甲基丙烯酰氧乙磺酸碱金属盐、丙烯酰吗啉、N-4-丁基苯基丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙二甲铵的氯化物、2-甲基丙烯酰氧乙基二乙胺、3-甲基丙烯酰胺基丙基二甲胺、乙烯磺酸、乙烯磺酸碱金属盐、苯乙烯磺酸、苯乙烯磺酸碱金属盐、N-乙烯基-2-吡咯烷酮、和兼有其任何两种或两种以上的单体的组合物。目前较可取的共单体是2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸碱金属盐、N-乙烯基-2-吡咯烷酮，及其任何两种或两种以上共单体的组合物。目前优选的含丙烯酰的聚合物是：N-乙烯基-2-吡咯烷酮和丙烯酰胺的共聚物、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠、丙烯酰胺和N-乙烯基-2-吡咯烷酮的三元共聚物、2-丙烯酰胺基-2-甲基-2-丙磺酸钠和丙烯酰胺的共聚物，及用于高温高盐浓度环境下的其中任何两种或两种以上单体的组合物。在本方法中，所选的三元共聚物还有如：来自丙烯酰胺和含少量第三单体如醋酸乙烯酯、乙烯吡啶、苯乙烯、甲基丙烯酸甲酯的共单体的三元共聚物，以及其他含丙烯酸酯(或盐)的聚合物。丙烯酰胺的摩尔百分数一般为约15至约95％、优选约20至约85％、最优选20至80％。烯烃共单体用量等于其余摩尔百分数。
在组合物中所用的适当的多糖是那些在含水状态下能增加组合物的粘度或控制其失水量或兼具两种功能的多糖，其包括有但不限于：淀粉、树胶、其他生物多糖、纤维素及其任何两种或两种以上的组合物。
适当纤维素的例子是那些选自羧甲基纤维素、甲基纤维素、羧甲基羟乙基纤维素、羟丙基甲基纤维素、羟丙基纤维素、羟乙基纤维素、乙基羟基纤维素及其任何两种或两种以上的组合物。
合适的淀粉的例子包括羧甲基淀粉、羟乙基淀粉、羟丙基淀粉及其任何两种和两种以上的组合物。
合适的树胶的例子包括选自：阿拉伯胶、西黄蓍胶、刺梧桐树胶、shatti、刺槐豆胶、瓜耳树胶、欧车前子胶、榅桲子胶、琼脂胶、藻胶、角叉胶、帚叉藻聚糖胶、果胶、明胶及其两种或两种以上的组合物。
在本发明中有效的生物多糖是用如下方法生产的生物聚合物：将糖类用微生物进行微生物转化，而获得一种在组成、性质和结构都异于原有聚合物的聚合物材料，有关这些在所引参改文献美国专利NO.5,091,448中得到充分讨论。
就其可获得性而论，目前优选的多糖都是高粘度羟乙基纤维素聚合物和羧甲基羟乙基纤维素聚合物。
聚丙二醇是市面上可获得的二元醇基聚合物。聚丙二醇是环氧丙烷的聚合产物。一般地，适合的聚丙二醇分子量可从约400至约7,500、优选约1,000至约6,000、更优选约1,200至约5,000、最优选约1,500至约4,500。而且，用于本发明的聚丙二醇聚合物也可以是在聚合物的丙烯单元上接有一个或更多个甲基的聚丙二醇。
组合物的各组分的重量百分数可以是任意的重量百分数，只要添加剂对水基流体能增加粘度、控制失水量或抑制钻屑或兼有其中任何两种或更多种功能即可，因此其重量百分数随所需的应用而广泛变化。一般地，本发明的组合物中含丙烯酰胺的聚合物的含量是约10至约55、优选约125至约50、最优选15至45重量％；聚丙二醇聚合物含量是约20至约90、优选约30至约80、最优选40至70重量％；多糖含量是约1至约20、优选约1至约17.5、最优选1至15重量％。当组合物用于水基流体时，水基流体组合物可以是：含丙烯酰胺的聚合物的含量为约0.01至约10、优选约0.05至约5、最优选0.1至3重量％；聚丙二醇聚合物的含量为约0.01至约20、优选约0.05至约15、最优选0.1至10重量％；多糖含量为约0.01至约10、优选约0.05至约5、最优选0.1至3重量％；如以下定义的水的含量为组合物中所余的重量％。
采用对本领域技术人员所知道的许多混合方法、如共混可以制备添加剂或组合物。各组分能以任何顺序混合。因这些混合方法对本领域内技术人员是熟悉的，为了简洁文章起见在此省去叙述。
术语“水”可以是纯水、普通自来水、溶液、悬浮液及兼有其中两种或更多种的组合物，其中所说的溶液或悬浮液中含溶解的、部分溶解的或不溶解的物质。这些物质可以是盐、粘土或其两种或更多种的组合物。
可出现于用本发明的组合物的水基流体中的盐包括但不限于：碱金属卤化物、碱土金属卤化物、及兼有其中两种或更多种的集合物。
存在于使用本发明组合物的水基流体中的盐的例子有但不限于此：碱金属卤化物、碱土金属卤化物及其两种或多种的混合物。通常，在水基组合物中的总盐量可广泛地变化，例如，从5高至50重量％。典型的总盐量可以是例如从约5至约40重量％。
适合的粘土包括但不限于：高岭土、多水高岭土、蛭石、绿泥石、活性白土、绿土、蒙脱石、伊利土、saconite、海沸石、蒙脱土有效成分、漂白土及其两种或更多种的组合物。目前优选的粘土是蒙脱土有效成分，因为它能合格地应用于钻井流体，故也以活性白土著称。粘土可存于水中的量是：约0.25重量％至约15重量％、优选约0.5重量％至约10重量％、最优选1重量％至5重量％。
按本发明第二个实施方案，所提供的一种组合物含有或主要含有：氯化钙、一种含丙烯酰胺的聚合物、一种聚丙二醇、水和非必须的一种多糖。含丙烯酰胺的聚合物、聚丙二醇和多糖的范围与本发明中的第一个实施方案所公开的相同。
按本专利第二个实施例，组合物中各组分的重量百分数可以是任意的重量百分数，只要添加剂的组分对水基流体能增加粘度、控制失水量或抑制钻屑或兼有任何两种或更多种效能，因而各组分含量随所需的使用要求广泛变化。
通常，本发明的添加剂中氯化钙含量可为约2,000至约250,000、优选约5000至约250,000、更优选约10,000至约250,000、更更优选约25,000至约200,000、最优选50,000至200,000毫克/升；含丙烯酰胺的聚合物的含量是约0.01至约10、优选约0.05至约5、最优选0.1至3重量％；聚丙二醇聚合物含量是约0.01至约20、优选约0.05至约15、最优选0.1至10重量％；多糖含量是约0.01至约10、优选约0.05至约5、最优选0.1至3重量％。添加剂组合物的其余部分为水。
本发明的第二个实施方案的组合物也是采用为本领域内的技术人员所知的许多混合方法制得，例如共混。其各组分可按任意顺序混合。
按本发明第三个实施方案，作为处理地下结构层的方法，包括用含有或主要含有氯化钙、一种含丙烯酰胺的聚合物、一种聚丙二醇、水和非必须的一种多糖。含丙烯酰胺的聚合物、聚丙二醇和多糖的范围是与本发明第一个实施方案中所公开的相同。
在本发明第三个实施方案中所用的组合物的各组分的重量百分数可以是任意的百分数，只要添加剂对水基流体能增加粘度或控制失水量或抑制钻屑或兼有其任何两种或更多种的功能，因而组分的重量百分数可随所需的用途而广泛变化。通常，本发明添加剂氯化钙含量是约2,000至约250,000，优选约5,000至约250,000、更优选约10,000至约250,000，更更优选约25,000至约200,000、最优选50,000至200,000毫克/升；含丙烯酰胺的聚合物含量是约0.01至约10、优选约0.05至约5、最优选0.1至3重量％；聚丙二醇聚合物是约0.01至约20、优选约0.05至约15，最优选0.1至10重量％；多糖含量是约0.01至约10，优选约0.05至约5，最优选0.1至3重量％。添加剂组合物的其余重量百分数为水。
在本发明的第三个实施方案中所用的组合物也可采用对本领域内的技术人员所知的许多方法来制备，如共混。其各组分可按任意顺序混合。
添加剂和/或水基组合物，可为本领域内技术人员用于井处理、钻井、修井、完井液用于油田作业。通常，液体添加剂组合物可用于温度范围从约50°F至约500°F、优选75°F至400°F的任何已钻的油井。
以下的具体例子，是要说明本发明的优点，而不是要不适当地限制本发明的范围。
                      实施例I
本例说明：具有来自至少两种单的重复单元的含有丙烯酰胺的聚合物在高温下具有抑制钻屑和增加粘度的性能。
试验如下操作：将93克氯化钙加入盛有327毫升自来水的夸脱玻璃罐中，随后混合2分钟。除非另有说明，在所有试验中的混合都采用多仓混合器且氯化钙的活度约75％。在混合氯化钙流体试样时，将表1中的一种聚合物加入，之后全部试样再混合约1.5小时。对每份试样，将三颗弹子(每颗弹子由5克来自北海油井的湿钻屑制成)加入罐中，压好罐盖后，将试样在150°F滚动16小时。在试样冷却至80°F左右后，通过4目标准筛使弹子得以筛分。用纸巾擦干弹子后称重。在80°F左右，按API RP 13B-1方法，对流体样品粘度进行测试。钻屑抑制率按下式计算：
抑制率(％)＝(3颗弹子滚动后重量÷15)×100
结果示于表1，在表1用的缩略词：AMPS是2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠；NVP是N-乙烯基-2-吡咯烷酮；以及Na-acrylate是丙烯酸钠盐。
                                表1
   试验   聚合物(克)a     AVb   抑制率(％)
    1   无     2.0     00
    2   Kelco′s XCR聚合物(2.0)     19.5     30
    3   Kem-Seal(来自INTEQ)(5.0)     6.0     00
    4   #0(5.0)     16.5     31
    5   #1(5.0)     30.5     108
    6   #2(5.0)     34.5     106
    7   #3(5.0)     32.5     109
    8   #4(5.0)     36.5     100
    9   #5(5.0)     37.0     107
    10   #6(5.0)     13.0     00
    11   #7(5.0)     18.0     68
    12   #8(5.0)     36.0     107
a各聚合物中的组成是：XC聚合物是来自德克萨斯州休斯敦KeKo油田集团，有限股份公司的黄原杆菌胶。Kem-Seal据报道是来自德克萨斯州休斯敦的Baker Houghs
INTEQ的AMPS和丙烯酸的共聚物。#0＝90％AMPS和10％NVP的二元共聚物。#1＝50％丙烯酰胺和50％AMPS的二元共聚物。#2＝50％丙烯酰胺，40％AMPS和10％Na-Acrylate的三元
共聚物。#3＝50％丙烯酰胺，40％AMPS，8％Na-Acrylate和
2％NVP的三元共聚物。#4＝60％丙烯酰胺，38％AMPS，和2％NVP的三元共聚物。#5＝40％丙烯酰胺，50％AMPS，5％Na-Acrylate和5％
NVP的三元共聚物。#6＝10％丙烯酰胺，70％AMPS，5％Na-Acrylate和15％
NVP三元共聚物。#7＝15％丙烯酰胺，55％AMPS和30％NVP的三元共聚物。#8＝60％丙烯酰胺，和40％AMPS的二元共聚物。bAV，表观粘度，厘泊。
以上试验结果表明：含有15％或更多作为单体之一的丙烯酰胺的聚合物(试验5-9、11和12)在氯化钙流体中提供了极好的抑制性能。
                      实施例II
此例说明本发明组合物的页岩抑制作用。
试验如下操作：在夸脱罐中，将表II所示的组分混合，制备出表II中的五种组合物。在每种组分加入后，继续混合约10分钟。在所有组分混合后，在组合物用于下文所述的测试1和测试2之前，将其用多仓混合器混合约1小时。
在测试1中，将20毫升试样转移入塑料称盘中，将三片膨润土小块(从伊利诺斯州、阿林顿高地的Colloid EnvironmentalTechnologies公司获得的火山粘土/纯金6.35毫米 小块)加入于各盘的20毫升试样中。在30秒、1分、5分、6小时和72小时时，对盛有小块的盘拍照。照片表明：在试验21、22和25(表II)中的膨润土小块，在5分钟内即破碎。相反，在试验23和24(见表II)中小块至少在72小时内得以保护，表明其组合物具有极好的抑制性能。
测试2中，将约300毫升试样放入品脱罐中，三小块来自北海Ecofisk Bravo油井B-103的钻屑在称重和拍照后加入各罐中。将罐压盖，然后在烘箱内176°F下滚动16小时。冷至约80°F，将试样过70目筛，由筛上回收的残留物在已加热的烘箱内在250°F下保持30分钟，然后再称重和拍照。
测试2的结果示于表II。
                              表II
试验a   三小块的初始重量(克) 残留物重量(克) 钻屑回收率(％)b
    21     19.60     2.55     13.0
    22     22.37     2.93     13.1
    23     22.38     17.37     77.6
    24     27.31     11.56     42.3
    25     31.45     5.01     15.9
a所用组合物如下：21：350毫升的1.29千克/升(10.5磅/加仑(PPg)CaCl2盐水，用
50％W/V NaOH溶液调节其pH至8.5。22：350毫升的1.29千克/升(10.5PPg)CaCl2盐水(pH 5.5)23：350毫升的1.29千克/升(10.5PPg)CaCl2盐水(pH 5.5)+10克
PPG4000(分子量约4000的聚丙二醇)+3克聚合物#1(见表I)。24：350毫升的1.29千克/升(10.5PPg)CaCl2盐水(pH 5.5)+3克
聚合物#1。25：350毫升的1.29千克/升(10.5 PPg)CaCl2盐水(pH 5.5)+10
克PPG4000。b钻屑回收率％＝(残留重量÷三小块初始重量)×100。
试验结果表明：在试验23中获得最高钻屑回收率为77.6％。结果表明：类似于试验23的钻井流体由于它阻止“粘土”钻屑的破碎，可用于水敏结构层的钻探。
                      实施例III
本例说明用本发明组合物时钻井流体的流变性及失水量。
试验如下进行：在夸脱罐中，把示于表III中的组分混合，制取在表中的五种组合物。在加入每种组分后，将罐中所装物混合约10分钟，在代表钻屑的OCMA粘土加入前，所有混合过的流体混合约1小时以模拟油田条件。在加入OCMA且混合10分钟后，此组合物按API RP 13B-1方法在约83°F下进行初始测试。测试结果表于表III的“初始结果”下。将压盖罐中的组合物在176°F下滚动16小时后冷却至约80°F，混合5分钟后再进行测试，结果列于表III的“176°F下滚动后的结果”下。
                                            表III
   试验a                初始结果             176°F下滚动后的结果
    600/300b     AVc     PVd/YPe   600/300b   AVc   PVd/YPe   FLf
    31     11/6     5.5     5/1   12/6   6   6/0   340
    32     24/12     12.0     12/0   24/12   12   12/0   56.4
    33     28/14     14.0     14/0   28/14   14   14/0   20.4
    34     30/15     15.0     15/0   40/20   20   20/0   142
    35     37/19     18.5     18/1   48/24   24   24/0   44
a各试验的组合物如下：31：340毫升的1.29千克/升(10.5PPg)CaCl2盐水(pH 5.5)+10克
PPG 4000+15克OCMA粘土(其主要是蒙脱粘土)32：350毫升的1.29千克/升(10.5PPg)CaCl2盐水(pH 5.5)+3克
聚合物#1(表1试验5，存在于OCMA粘土中)。33：340毫升的1.29千克/升(10.5PPg)CaCl2盐水(pH 5.5)+10克
PPG4000+3克聚合物#1(表1中)+15克OCMA粘土。34：350毫升的1.29千克/升(10.5PPg)CaCl2盐水(pH 5.5)+5克
聚合物#1(表1中)+15克OCMA粘土35：340毫升的1.29千克/升(10.5PPg)CaCl2盐水(pH 5.5)+10
克PPG4000+5克聚合物#1+15克OCMA粘土。b纵行中的读数分别指的是115伏电动驱动粘度计(API RP 13B-1，1990年，6月1日，2-4a段)，在600/300rpm时直接显示的读数。cAV-表观粘度(厘泊)dPV-塑性粘度(厘泊)eYP-屈服点(磅/100平方英寸，即0.0488千克/平方米)fFL-室温下的失水量(毫升/30分钟)
这些结果表明：含PPG4000和聚合物#1的钻井流体(试验33和35)比含PPG4000(试验31)或聚合物#1(试验32和34)的流体有较高的粘度和较低的流体损失量。
                      实施例IV
本例说明：含有含丙烯酰胺共聚物和羟乙基纤维素的共混物的本发明组合物的钻井流体，比仅含共聚物或仅含羟乙基纤维素的钻井流体有较低的流体损失量。
本试验如下实施：在夸脱罐中，将示于表IV中的组份混合，制备每种体积约350毫升的九批钻井流体组合物。加入每一种成份后的混合时间示于表IV。膨润土代表钻屑。模拟油田使用情况，在加入膨润土前先加入聚合物。在混合完全后，将流体保存在约75°F下。然后再将其混合5分钟后移入品脱罐中在约85°F下测试。试验结果报道于表V的“初始结果”下。然后将密封品脱罐中的流体在160°F下烘箱内滚动约16小时，冷却至约85°F，混合5分钟后再测试。试验结果报道于表V中的“在160°F时滚动后”下。
                           表IV
试验 所用物料
 41 307毫升自来水+113克CaCl2(5分钟)+2克PPG 4000(5分钟)+5克活性白土(90分钟)+10克膨润土(30分钟)
 42 307毫升自来水+113克CaCl2(5分钟)+2克PPG 4000(5分钟)+5克活性白土(30分钟)+0.5克聚合物#1a(60分钟)+10膨润土(30分钟)
 43 除聚合物#1是1.0克外，其他同于试验42
 44 除聚合物#1是2.0克外，其他同于试验42
 45 除用0.5克HEC 25b代替聚合物#1外，其它同于试验42
 46 除用1.0克HEC 25b代替聚合物#1外，其它同于试验43
 47 除用2.0克HEC 25b代替聚合物#1外，其它同于试验44
 48 除用2.0克共混物-Ac代替聚合物#1外，其它同于试验44
 49 除用2.0克共混物-Bd代替聚合物#1外，其它同于试验44
a见表1中聚合物#1的组成。bHEC25是来自联合碳化物公司的羟乙基纤维素。c共混物-A是0.5克聚合物#1和0.5克HEC 25的共混物。d共混物-B是1.5克聚合物#1和0.5克HEC 25的共混物。
                                            表V
                  初始结果                  在160°F时滚动后
   试验     AVa     PV/YPa     FLa     AVa     PV/YPa     FLa
    41     4.5     4/1     ＞200     4.5     4/1     207
    42     5.5     5/1     ＞100     6.0     6/0     142
    43     8.0     7/2     ＞100     7.5     7/1     98.6
    44     11.5     10/3     ＞50     10.5     9/3     73.4
    45     10.0     9/2     12.6     9.5     9/1     14.3
    46     20.5     14/13     7.2     19.0     14/10     8.6
    47     55.5     26/59     5.4     55.5     26/59     4.8
    48     11.0     10/2     7.2     9.5     9/1     8.9
    49     15.5     14/3     3.8     14.5     13/3     3.8
见表III
试验48和49的失水量结果是出乎意料。从示于试验42、43、45和45中的测试结果看出，1.0克共混物-A(试验48)预期的失水量高于所示失水量。类似地，共混物-B(试验49)提供的失水量低于来自试验44、45和47的测试结果的预期失水量。
                      实施例V
此例表明：将组合物用于钻井油田时，含有含丙烯酰胺共聚物、HEC聚合物和PPG4000的本发明的组合物比缺PPG4000的组合物有着较高的页岩抑制作用。
试验如下操作：在夸脱罐中混合物料，以制备每个约350毫升的、示于表VI中的四种钻井流体组合物。将每种物料加入后的混合时间示于表VI。在全部物料混合后，将罐压盖，在约75°F下维持16小时。然后，将流体搅拌10分钟，转移入品脱罐中测试粘度。将实施例II所述的膨润土块称重，放入每种流体中。罐子压盖后，流体在150°F的滚子烘箱中滚动2小时。将流体过20目筛，筛分出膨润土残留物。用自来水缓和地洗残留物，在250°F下干燥后称重。这些测试结果列于表VII。
表VII的测试结果表明：含有本发明组合物(试验52)的钻井流体提供最高的页岩抑制作用。含有除含丙烯酰胺聚合物外的试验52的全部组分的流体组合物(试验53)提供最低的抑制作用。在流体组合物中，用NaCl盐水代替CaCl2盐水的试验54，比不含PPG4000(试验51)的有更高抑制性。这些测试结果证明：类似含本发明组合物的试验52的钻井流体可用于在很多水基性钻井流体成问题的水敏性结构层的钻探中。
                              表VI
   试验                        所用物料
    51 307毫升自来水+113克CaCl2(10分钟)+5克活性白土(10分钟)+3克共混物-C(30分钟)
    52 299毫升自来水+110克CaCl2(10分钟)+10克PPG 4000(10分钟)+5克活性白土(10分钟)+3克共混物-Ca(30分钟)
    53 299毫升自来水+110克CaCl2(10分钟)+10克PPG 4000(10分钟)+5克活性白土(10分钟)+1克HEC 25(30分钟)
    54 299毫升自来水+110克NaCl(10分钟)+10克PPG 4000(10分钟)+5克活性白土(10分钟)+3克共混物-C(30分钟)
a共混物-C＝75(重量％)聚合物#1(见表1)+25(重量％)HEC 25
                                    表VII
试验 AV     膨润土块重(克)W1       W2     残留物重(克)W3 抑制率(％)
    51  31.5     10.28    9.59     8.45     88.1
52 39.5 10.25    9.56 9.33 97.6
    53  27.0     10.18    9.50     7.59     79.9
    54  39.0     10.21    9.53     8.74     91.7
膨润土块含湿量是93.3(重量％)W2＝0.933 X W1抑制率(％)＝(W3/W2)×100
                      实施例VI
此例说明：含有含丙烯酰胺共聚物、HEC聚合物和PPG4000的本发明组合物的钻井流体，比不含PPG4000的组合物的钻井流体对金属具有较少的腐蚀性。
为了进行试验，在夸脱罐中混合物料以制备如表VIII所示的、每份近350毫升的六种钻井流体组合物。每种物料加入后，继续混合10分钟。在全部物料混合后，将罐压盖，且在室温下(约25℃)保持18小时。将流体组合物搅拌10分钟，搅拌后立即将每份近210毫升的试样转移入215毫升的玻璃瓶中，根据对本领域内技术人员都熟悉的Wheel试验法测定腐蚀速度。作为腐蚀速度测试所用的条件是：测试蒸气—环境的、时间(T)-28小时、温度-120°F。腐蚀取样管：材料—碳钢；密度(D)-7.88克/毫升；面积(A)-适当的；长度-76.2毫米(3.0英寸)；厚度-0.127毫米(0.005英寸)；使用总数-2。测出每次试验中两支腐蚀取样管的初始和终结重量，求出重量损失(△W)。
Figure A9610135400311
如表VIII所示：含PPG4000(试验62和65)的流体腐蚀速率比不含PPG4000(试验61和64)的流体的腐蚀速率低。如美国专利4,425,241所述，含PEG8000(试验66)的钻井流体组合物与含PPG4000的钻井流体(试验65)相比之下是非常具腐蚀性的。
                     实施例VII
本例表明：含有丙烯酰胺共聚物、HEC聚合物和PPG4000的钻井流体组合物比不含PPG4000的流体组合物有着较低的失水量和较高的粘度。
试验如下操作：在夸脱罐中，混合物料以制备表IX所示的五种钻井组合物。加入每种物料后，继续混合10分钟。在全部物料混合后，将罐压盖，在100°F滚动烘箱中滚动2小时。冷却至约80°F后，将流体混合5分钟，转移入品脱罐中，在约90°F下测试。测试结果提供于表X的“在176°F老化后”下。
表X结果表明：含有本发明组合物(试验72)的钻井流体组合物比没含PPG4000(试验73)的流体具有较低的失水量和较高的流变性。含PPG4000但不含HEC或聚合物#1的试验74的组合物产生不合要求的高的失水量。与实施例III的试验结果类似，含聚合物#1和PPG4000的试验75的流体组合物给出比试验74更好的失水量。试验71和72的测试结果进一步指明：活性白土的加入大大地降低了失水量。
                            表IX
   试验                      所用物料
    71 299毫升自来水+110克CaCl2+10克PPG 4000+4克共混物-Ca+10克膨润土
    72 299毫升自来水+110克CaCl2+5克活性白土+10克PPG4000+4克共混物-C+10克膨润土
    73 307毫升自来水+113克CaCl2+5克活性白土+4克共混物-C+10克膨润土
    74 299毫升自来水+110克CaCl2+5克活性白土+10克PPG 4000+10克膨润土
    75 299毫升自来水+110克CaCl2+5克活性白土+10克PPG 4000+4克聚合物#1b+10克 膨润土
  a见表VIb见表I
                                            表X
  试验                初始结果                  在176°F老化后
    AVa     PV/YPa     FLa     AV     PV/YP     FL     HTHPFLb
    71     54.5     28/53     49.6     52.5     29/47     43.3     ---
    72     53.5     31/45     4.2     48.5     30/37     3.5     12.8
    73     49.0     30/38     6.3     41.0     26/30     6.6     18.4
    74     12.0     12/0     ＞100     ---     ---     ---     ---
    75     27.0     23/8     45.4     25.0     22/6     46.2     ---
  a见表IIIbHTHPFL(高温高压下的失水量)-在200°F和3.45×103千帕(500磅/英寸2)差压下测定失水量。
                        例VIII
此例说明：含活性白土的钻井流体组合物比含膨润土的组合物提供了更低的失水量。而且，在加入含丙烯酰胺的聚合物和HEC聚合物之前加入活性白土，则其失水量低得多。
试验如下操作：制备如表XI所示的六种钻井流体组合物，按实施例VII所述的方法测试，结果示于表XII。
表XII的试验结果表明：含活性白土的钻井组合物(试验81)比含膨润土的组合物(试验82)有着更低的失水量。由试验81、82和83的测试结果明显看出：两种粘土对降低失水量都是有帮助的。试验81、84、85和86的流体测试结果指明：如试验81和85，在聚合物加入前将活性白土混入的组合物有着最低的失水量。
                           表XI
  试验                    所用物料
    81 299毫升自来水+90克CaCl2+2克PPG 4000+5克活性白土+4克共混物-C+10克OCMA粘土
    82 299毫升自来水+90克CaCl2+2克PPG4000+5克膨润土+4克共混物-C+10克OCMA粘土
    83 299毫升自来水+90克CaCl2+2克PPG 4000+4克共混物-Ca+10克OCMA粘土
    84 299毫升自来水+90克CaCl2+2克PPG 4000+4克共混物-C+5克活性白土+10克OCMA粘土
    85 307毫升自来水+113克CaCl2+2克PPG 4000+5克活性白土+3克共混物-C+10克膨润土
    86 307毫升自来水+113克CaCl2+2克PPG 4000+3克共混物-C+5克活性白土+10克膨润土
a见表VI
                                        表XII
  试验               初始结果             在176°F下老化后
    AVa     PV/YPa     FLa     AV     PV/YP     FL
    81     45.5     26/39     4.6     41.5     25/33     3.5
    82     44.5     25/39     6.1     46.5     27/39     6.0
    83     46.5     25/43     7.9     47.0     27/40     9.2
    84     50.5     27/47     5.7     46.5     27/39     5.3
85 30.5 22/17 3.9 26.5 21/11 3.3
    86     32.0     21/22     7.2     29.5     21/17     6.2
a见表III
                    实施例IX
此例说明：耐钙聚合物如羧甲基羟乙基纤维素(CMHEC)，也能用于钻井流体中失水量的控制。
实验如下操作：按实施例IV所述方法进行表XIII的两种钻井流体组合物的制备和测试。试验91与试验47相同。如表XIII所示：虽然两种流体都组出很低的失水量，但含CMHEC(试验92)的流体有着比含HEC的流体(试验91)更低的粘度。这些结果表明：任何耐钙聚合物均能用于本发明的钻井流体中。
                                       表XIII
  试验a              初始结果           在160°F下滚动后
    AVb     PVb/YPb     FL     AV     PV/YP     FL
    91     55.5     26/59     5.4     55.5     26/59     4.8
    92     8.0     8/0     5.4     8.0     8/0     5.2
a试验91与试验47相同，试验92与试验91相同，除用2.0克CMHEC(德国法兰克福的Hoechst股份公司生产的TylodrillTM)代替HEC25。b见表III
示于以上实施例的结果明显地表明：本发明能满意地用于实现目标、取得结果及具有所述的和其固有的优点。尽管可被本领域内技术人员进行修改，但这些修改都包含在本发明所述的专利公开范围和权利要求的精神实质内。

Claims (37)

1.含丙烯酰胺的聚合物，该聚合物具有来自至少两不同单体的重复单元，和聚丙二醇的组合物，其中所述的含丙烯酰胺的聚合物和聚丙二醇都各存在足够的量以实现对含有此组合物的水基流体的失水量控制。
2.根据权利要求1的组合物，其中含丙烯酰胺的聚合物含的重复单元选自下列单体组：
R-C(R)＝C(R)-C(O)-C(R)(R)
R-C(R)＝C(R)-C(O)-N(R)-Y-R，
R-C(R)＝C(R)-C(O)-G-Y-Z，
R-C(R)＝C(R)-C(O)-G-Y-W，
CH2-CH-C(O)-N(R)-(CH2)n-CH3以及兼有其中任何两种或两种以上的单体的组合物，其中：
每个R单独选自氢、烷基、芳基、芳烷基、烷烷基、环烷基及其中两种或两种以上的组合体，其中每个基团可含1-12个碳原子；
G是O或NH；
Y是具有1至10个碳原子的亚烃基；
W是酸部分，选自：膦酸、磷酸、次膦酸、硫酸、磺酸、亚硫酸、亚磺酸、羧酸、酸的碱金属盐、酸的铵盐及其中两种或两种以上的组合物。
Z有选自N(R)(R)、N+(R)(R)(R)X-及其任何两种或两种以上的组合体的结构，其中每个R独立地选自氢、烷基、芳基、芳烷基、烷烷基、环烷基及其任何两种或更多种的组合体，其中每个R可含1至约12个碳原子；
X是一种无机阴离子，选自：磺酸盐，亚磺酸盐、硫酸盐、膦酸盐、亚膦酸盐、磷酸盐、卤化物、硝酸盐以及其中任何两种或更多种的组合物。
n是一个从0至约10的数。
3.根据权利要求2的方法，其中Y是一个含有1至4个碳原子的亚烃基。
4.根据权利要求1的组合物其中所述含丙烯酰胺的聚合物所含的重复单元来自：乙酸乙烯酯、乙烯吡啶、苯乙烯、甲基丙烯酸甲酯、丙烯酰哌嗪、甲基丙烯酰哌嗪、甲基丙烯酰吗啉、甲基丙烯酰胺、丙烯腈、甲基丙烯酸、甲基丙烯酸铵盐、甲基丙烯酸的碱金属盐、2-甲基丙烯酰氧乙基三甲胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸的碱金属盐、2-甲基丙烯酰氧基乙磺酸、2-甲基丙烯酰氧基乙磺酸碱金属盐、丙烯酰吗啉、N-4-丁苯基丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙烷-二甲基氯化铵、2-甲基丙烯酰氧乙基二乙基胺、乙烯磺酸、乙烯磺酸碱金属盐、苯乙烯磺酸、苯乙烯磺酸碱金属盐、N-乙烯基-2-吡咯烷酮及其两种或两种以上的组合物。
5.根据权利要求1的组合物，其中含丙烯酰胺的聚合物所含的重复单元来自：2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸碱金属盐、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、N-乙烯基-2-吡咯烷酮及其二种或二种以上的组合物。
6.根据权利要求1的组合物，其中含丙烯酰胺的聚合物选自：N-乙烯基-2-吡咯烷酮和丙烯酰胺的共聚物；2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠盐、丙烯酰胺和N-乙烯基-2-吡咯烷酮的三聚物；2-丙烯酰胺基-2-甲基-2-丙磺酸钠盐和丙烯酰胺共聚物及其任何两种和两种以上的组合物。
7.根据权利要求1的组合物，其中聚丙二醇分子量在约400至约7500的范围内。
8.根据权利要求1的组合物，其中聚丙二醇分子量在约1200至约5000的范围内。
9.根据权利要求1的组合物，它还含有选自淀粉、树胶、纤维素、生物多糖中的一种多糖及其两种或两种以上的组合物。
10.根据权利要求1的组合物，其中多糖是选自羧甲基纤维素、甲基纤维素、羧甲基羟乙基纤维素、羟丙基甲基纤维素、羟丙基纤维素、羟乙基纤维素、乙基羟基纤维素及其两种或两种以上的组合物。
11.根据权利要求9的组合物，其中的多糖选自羟乙基纤维素、羧甲基羟乙基纤维素。
12.根据权利要求1的组合物，它还含有氯化钙。
13.根据权利要求12的组合物，它还含有选自纯水、普通自来水、溶液、悬浮液及其两种或两种以上的组合物的水份。
14.根据权利要求13的组合物，其中所述的溶液和悬浮液含有一种选自盐、粘土及其组合的物质。
15.根据权利要求14的组合物，其中所述的粘土是选自高岭土、多水高岭土、蛭石、氯化物、活性白土、绿土、蒙脱土、伊利石、saconite、海泡土、蒙德土有效成分、漂白土及其两种或更多种的组合物。
16.根据权利要求14的组合物，其中的粘土是活性白土。
17.根据权利要求9的组合物，它还含有氯化钙。
18.根据权利要求17的组合物，它还含有选自纯水、普通自来水、溶液、悬浮液及其两种或两种以上的组合物的水份。
19.根据权利要求18的组合物，其中所述的溶液、悬浮液中含有一种选自盐、粘土及其两种的组合物的物质。
20.根据权利要求10的组合物，它还含有氯化钙。
21.根据权利要求20的组合物，它还含有选自纯水，普通自来水、溶液及其两种或两种以上组合物的水份。
22.根据权利要求21的组合物，其中的溶液和悬浮液包含一种选自盐、粘土及其组合物的物质。
23.根据权利要求11的组合物，它还含有氯化钙。
24.根据权利要求23的组合物，它还含有选自纯水、普通自来水、溶液、悬浮液及其两种或两种以上的组合物的水份。
25.根据权利要求24的组合物，其中所述的溶液和悬浮液含有一种选自盐、粘土及其组合物的物质。
26.根据权利要求13的组合物，其组成是：氯化钙为约2000至约250,000毫克/升；含丙烯酰胺的聚合物是用约0.01至约10(重量)％；而聚丙二醇聚合物是约0.01至约20(重量)％
27.根据权利要求13的组合物，其组成是：氯化钙为50,000至200,000毫克/升；含丙烯酰胺的聚合物为0.1至3(重量)％；聚丙二醇为0.1至10(重量)％。
28.根据权利要求18的组合物，其组成是：氯化钙从约2,000至约250,000毫克/升；含丙烯酰胺的聚合物为约0.01至约10(重量)％；聚丙二醇聚合物从约0.01至约20(重量)％；多糖从约0.01至约10(重量)％。
29.根据权利要求18的组合物，其组成是：氯化钙从50,000至200,000毫克/升；含丙烯酰胺的聚合物从0.1至3(重量)％；聚丙二醇聚合物从0.1至10(重量)％；多糖从0.1至3(重量)％。
30.根据权利要求21的组合物，其组成为：氯化钙从约2,000到约250,000毫克/升；含丙烯酰胺的聚合物从约0.01至约10(重量)％；聚丙二醇聚合物从约0.01至约20(重量)％。
31.根据权利要求21的组合物，其组成是：氯化钙从50,000至200,000毫克/升；含丙烯酰胺的聚合物从0.1至3(重量)％；聚丙二醇聚合物从0.1至10(重量)％；多糖从0.1至3(重量)％。
32.一种含氯化钙、聚丙二醇聚合物、含丙烯酰胺的聚合物、多糖和水的组合物，其中：
所述的含丙烯酰胺的聚合物含有的重复单元来自：乙酸乙烯、乙烯吡啶、苯乙烯、甲基丙烯酸甲酯、丙烯酰哌嗪、甲基丙烯酰哌嗪、甲基丙烯酰吗啉、甲基丙烯酰胺、丙烯腈、甲基丙烯酸、甲基丙烯酸铵盐、甲基丙烯酸碱金属盐、2-甲基丙烯酰氧乙基三甲基胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸碱金属盐、2-甲基丙烯酰氧乙磺酸、2-甲基丙烯酰氧乙磺酸碱金属盐、丙烯酰吗啉、N-4-丁基苯基丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙二甲基氯化铵、2-甲基丙烯酰氧乙基二乙胺、3-甲基丙烯酰胺基丙基二甲胺、乙烯磺酸、乙烯磺酸碱金属盐、苯乙烯磺酸、苯乙烯磺酸碱金属盐、N-乙烯基-2-吡咯烷酮及其任何两种或两种以上的组合物。
所述的多糖是选自淀粉、树胶、纤维素、生物多糖及其两种或两种以上的组合物。
所述的水是选自纯水、普通自来水、溶液、悬浮液及其两种或两种以上的组合物。
33.根据权利要求32的组合物，其中所述含丙烯酰胺的聚合物含有的重复单元来自2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸碱金属盐、N-乙烯基-2-吡咯烷酮及其任何两种或两种以上的组合物。
所述的多糖是选自羟乙基纤素、羧甲基羟乙基纤维素。
34.一种使地下岩层与一种组合物接触的方法，该组合物包含含丙烯酰胺的具有来自至少两种不同单体的重复单元的聚合物，和聚丙二醇；所述的含丙烯酰胺的聚合物和聚丙二醇各以足够量存在，以实现对组合物水基流体的失水量的控制。
35.根据权利要求34的方法，其中所述组合物还含有一种多糖，其选自淀粉、树胶、纤维素、生物多糖及其两种或两种以上的组合物。
36.根据权利要求34的方法，其中所述组合物还含有氯化钙。
37.根据权利要求36的方法，其中所述组合物还含有水，其选自纯水、普通自来水、溶液、悬浮液及其两种或两种以上的组合物。
CN96101354A 1995-02-21 1996-02-01 由一种含丙烯酰胺的聚合物组成的组合物及其应用方法 Expired - Fee Related CN1065889C (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US392,457 1995-02-21
US08/392,457 US5684075A (en) 1995-02-21 1995-02-21 Compositions comprising an acrylamide-containing polymer and process therewith

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1136576A true CN1136576A (zh) 1996-11-27
CN1065889C CN1065889C (zh) 2001-05-16

Family

ID=23550685

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN96101354A Expired - Fee Related CN1065889C (zh) 1995-02-21 1996-02-01 由一种含丙烯酰胺的聚合物组成的组合物及其应用方法

Country Status (9)

Country Link
US (2) US5684075A (zh)
EP (1) EP0728826B1 (zh)
CN (1) CN1065889C (zh)
AR (1) AR000977A1 (zh)
BR (1) BR9600777A (zh)
CA (1) CA2161916C (zh)
DE (1) DE69614287T2 (zh)
DK (1) DK0728826T3 (zh)
NO (1) NO311980B1 (zh)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN100360635C (zh) * 2006-05-23 2008-01-09 濮阳市诚信钻采助剂有限公司 钻井液用乳液聚合物
CN102268123A (zh) * 2011-06-10 2011-12-07 陕西国防工业职业技术学院 一种油田钻井堵漏用高吸水材料的制备方法
CN102311723A (zh) * 2011-06-29 2012-01-11 陆明富 一种钻井液用降漏失剂的制备方法
CN102851010A (zh) * 2011-06-30 2013-01-02 长江大学 水基高密度快速压井储备液
CN104371064A (zh) * 2014-11-24 2015-02-25 卫辉市化工有限公司 一种油井水泥用三元聚合物降失水剂的制备方法
CN106433584A (zh) * 2016-08-31 2017-02-22 中国石油大学(北京) 温敏型堵漏剂组合物及其应用和钻井液及其应用
CN110168012A (zh) * 2017-02-24 2019-08-23 S.P.C.M.股份公司 多相聚合物悬浮液及其用途

Families Citing this family (52)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
IT1276156B1 (it) * 1995-11-22 1997-10-27 Lamberti Spa Fluidi per pozzo
AU5587598A (en) * 1996-11-15 1998-06-03 Tetra Technologies, Inc. Clear brine drill-in fluid
FR2764900B1 (fr) * 1997-06-24 2001-06-01 Inst Francais Du Petrole Additif reducteur de filtrat et fluide de puits
US6355600B1 (en) 1998-10-01 2002-03-12 Baker Hughes Incorporated Shale stabilizing drilling fluids comprising calcium chloride and low molecular weight low charge cationicpolyacrylamide copolymers
US6124245A (en) * 1998-10-07 2000-09-26 Phillips Petroleum Company Drilling fluid additive and process therewith
GB2360308B (en) 1998-10-23 2003-05-14 Baker Hughes Inc Treatments for cuttings from offshore rigs
US6602181B2 (en) 1998-10-23 2003-08-05 Baker Hughes Incorporated Treatments for drill cuttings
US6838485B1 (en) 1998-10-23 2005-01-04 Baker Hughes Incorporated Treatments for drill cuttings
US6713414B1 (en) 2000-05-04 2004-03-30 Kimberly-Clark Worldwide, Inc. Ion-sensitive, water-dispersible polymers, a method of making same and items using same
US6423804B1 (en) 1998-12-31 2002-07-23 Kimberly-Clark Worldwide, Inc. Ion-sensitive hard water dispersible polymers and applications therefor
US6579570B1 (en) 2000-05-04 2003-06-17 Kimberly-Clark Worldwide, Inc. Ion-sensitive, water-dispersible polymers, a method of making same and items using same
DE19931220B4 (de) * 1999-07-06 2005-03-10 Clariant Gmbh Verwendung von Polymeren als Anti-Nebel-Additiv in wasserbasierenden Kühlschmierstoffen
DE19931219C2 (de) 1999-07-06 2001-06-07 Clariant Gmbh Verwendung von Polymeren als Anti-Nebel-Additiv in wasserbasierenden Kühlschmierstoffen
US6855671B2 (en) 1999-10-01 2005-02-15 Baker Hughes Incorporated Water based fluids comprising multivalent salts and low molecular weight, low charge cationic polyacrylamide copolymers
CA2306523A1 (en) 1999-10-22 2001-04-22 Lirio Quintero Low shear treatment for the removal of free hydrocarbons, including bitumen, from cuttings
US7439209B2 (en) 1999-11-05 2008-10-21 Baker Hughes Incorporated Drilling fluid systems with improved fluid loss properties
US6835678B2 (en) 2000-05-04 2004-12-28 Kimberly-Clark Worldwide, Inc. Ion sensitive, water-dispersible fabrics, a method of making same and items using same
US6683143B1 (en) 2000-05-04 2004-01-27 Kimberly Clark Worldwide, Inc. Ion-sensitive, water-dispersible polymers, a method of making same and items using same
US6548592B1 (en) 2000-05-04 2003-04-15 Kimberly-Clark Worldwide, Inc. Ion-sensitive, water-dispersible polymers, a method of making same and items using same
US6444214B1 (en) 2000-05-04 2002-09-03 Kimberly-Clark Worldwide, Inc. Ion-sensitive, water-dispersible polymers, a method of making same and items using same
US6599848B1 (en) 2000-05-04 2003-07-29 Kimberly-Clark Worldwide, Inc. Ion-sensitive, water-dispersible polymers, a method of making same and items using same
US6815502B1 (en) 2000-05-04 2004-11-09 Kimberly-Clark Worldwide, Inc. Ion-sensitive, water-dispersable polymers, a method of making same and items using same
US6429261B1 (en) 2000-05-04 2002-08-06 Kimberly-Clark Worldwide, Inc. Ion-sensitive, water-dispersible polymers, a method of making same and items using same
US6653406B1 (en) 2000-05-04 2003-11-25 Kimberly Clark Worldwide, Inc. Ion-sensitive, water-dispersible polymers, a method of making same and items using same
US7018955B2 (en) * 2000-08-14 2006-03-28 Grain Processing Corporation Drilling fluid, apparatus, and method
US6518223B2 (en) 2000-08-14 2003-02-11 Grain Processing Corporation Drilling fluid, apparatus, and method
US6451743B1 (en) 2000-11-14 2002-09-17 Chevron Phillips Chemical Company Lp Stable liquid suspension compositions and method of making and use thereof
US6586529B2 (en) 2001-02-01 2003-07-01 Kimberly-Clark Worldwide, Inc. Water-dispersible polymers, a method of making same and items using same
US6828014B2 (en) 2001-03-22 2004-12-07 Kimberly-Clark Worldwide, Inc. Water-dispersible, cationic polymers, a method of making same and items using same
US20030203821A1 (en) * 2002-04-25 2003-10-30 Fox Kelly B. Stable liquid suspension compositions and method of making
US7178610B2 (en) 2004-08-11 2007-02-20 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids comprising polyoxazoline compositions and methods of use in subterranean formations
US7541316B2 (en) * 2005-02-04 2009-06-02 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore treatment fluids having improved thermal stability
US7528095B2 (en) * 2005-02-04 2009-05-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for improving the thermal stability of aqueous polymeric wellbore treatment fluids
US8147979B2 (en) * 2005-07-01 2012-04-03 Akzo Nobel Coatings International B.V. Adhesive system and method
US7960452B2 (en) * 2005-07-01 2011-06-14 Akzo Nobel Coatings International B.V. Adhesive composition and method
DE102005037777A1 (de) 2005-08-10 2007-02-15 Construction Research & Technology Gmbh Additiv für bauchemische Anwendung
US7781501B2 (en) * 2005-09-02 2010-08-24 Georgia-Pacific Chemicals Llc Thermosetting adhesives comprising a resin having azetidinium functional groups
US7651980B2 (en) * 2006-02-02 2010-01-26 Baker Hughes Incorporated High temperature filtration control using water based drilling fluid systems comprising water soluble polymers
DE102006007004A1 (de) * 2006-02-15 2007-08-16 Construction Research & Technology Gmbh Wasserlösliche sulfogruppenhaltige Copolymere, Verfahren zu deren Herstellung und ihre Verwendung
US8048257B2 (en) 2006-06-23 2011-11-01 Akzo Nobel Coating International B.V. Adhesive system and method of producing a wood based product
US20090317651A1 (en) * 2006-06-23 2009-12-24 Akzo Nobel Coatings International B.V. Adhesive system and method of producing a wood based product
EP2075301A1 (en) * 2007-10-09 2009-07-01 Bp Exploration Operating Company Limited Technology useful in wellbore fluids
EP2075300A1 (en) * 2007-10-09 2009-07-01 Bp Exploration Operating Company Limited Wellbore fluid
US8881820B2 (en) * 2009-08-31 2014-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising entangled equilibrium polymer networks
US8887809B2 (en) * 2009-08-31 2014-11-18 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising transient polymer networks
US8662171B2 (en) * 2010-03-25 2014-03-04 Montgomery Chemicals, Llc Method and composition for oil enhanced recovery
CN102559156B (zh) * 2010-09-29 2013-12-04 中国石油化工股份有限公司 一种钻井液用高温高盐降滤失剂及其制备方法
US9816363B2 (en) 2013-05-17 2017-11-14 Superior Energy Services, Llc Polysaccharide delivery unit for wellbore treatment agent and method
CN105086962B (zh) * 2014-05-12 2018-04-10 中国石油化工股份有限公司 一种抑制性强的钻井液及其制备方法与应用
CN105086958B (zh) * 2014-05-12 2017-10-03 中国石油化工股份有限公司 一种水基钻井液及其制备方法和应用
CN104031621B (zh) * 2014-05-17 2017-03-08 青岛蓬勃石油技术服务有限公司 一种钻井液降滤失剂及其制备方法
US11566172B2 (en) * 2017-12-20 2023-01-31 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole high temperature rheology control

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3502149A (en) * 1967-04-07 1970-03-24 Dow Chemical Co Sealing composition and method of use thereof
US3723311A (en) * 1969-07-04 1973-03-27 Amoco Prod Co Inert low solids drilling fluid
US5045588A (en) * 1972-05-08 1991-09-03 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy High polymer suspension
US3818998A (en) * 1972-06-27 1974-06-25 Phillips Petroleum Co Method of reducing lost circulation during well drilling
US4293427A (en) * 1979-03-09 1981-10-06 Milchem Incorporated Drilling fluid containing a copolymer filtration control agent
US4425241A (en) * 1981-02-18 1984-01-10 Phillips Petroleum Company Drilling fluids
US4455240A (en) * 1981-12-15 1984-06-19 Calgon Corporation Ampholytic polymers for use as filtration control aids in drilling muds
US4561985A (en) * 1982-06-28 1985-12-31 Union Carbide Corporation Hec-bentonite compatible blends
US4589489A (en) * 1983-03-23 1986-05-20 Hartwig Volz Process for recovering oil from subterranean formations
US4622373A (en) * 1984-05-10 1986-11-11 Diamond Shamrock Chemicals Company Fluid loss control additives from AMPS polymers
US4770795A (en) * 1987-08-24 1988-09-13 Nalco Chemical Company Calcium tolerant deflocculant for drilling fluids
US4963273A (en) * 1987-12-04 1990-10-16 Baker Hughes Incorporated Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid and method of using same
US4830765A (en) * 1987-12-04 1989-05-16 Baker Hughes Incorporated Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid and method of using same
US4941981A (en) * 1987-12-04 1990-07-17 Baker Hughes Incorporated Modified non-polluting liquid phase shale swelling inhibition drilling fluid
DE3833045A1 (de) * 1988-09-29 1990-04-05 Henkel Kgaa Bohrspueladditive auf basis eines polymergemiches, deren verwendung sowie verfahren zur herstellung derselben
EP0427107A3 (en) * 1989-11-06 1992-04-08 M-I Drilling Fluids Company Drilling fluid additive
US5135909A (en) * 1990-01-25 1992-08-04 Phillips Petroleum Company Drilling mud comprising tetrapolymer consisting of N-vinyl-2-pyrrolidone, acrylamidopropanesulfonic acid, acrylamide, and acrylic acid
US5076373A (en) * 1990-03-30 1991-12-31 Shell Oil Company Drilling fluids
GB9013757D0 (en) * 1990-06-20 1990-08-08 British Petroleum Co Plc Drilling fluid
EP0668339A1 (en) * 1994-02-18 1995-08-23 Baker Hughes Incorporated Drilling fluid additive for watersensitive shales and clays, and method of drilling using the same
WO1996004348A1 (en) * 1994-07-29 1996-02-15 Baker Hughes Incorporated Drilling fluid additives for hydrate prone environments having water-sensitive materials, drilling fluids made thereof, and method of drilling hydrate prone environments having water-sensitive materials

Cited By (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN100360635C (zh) * 2006-05-23 2008-01-09 濮阳市诚信钻采助剂有限公司 钻井液用乳液聚合物
CN102268123A (zh) * 2011-06-10 2011-12-07 陕西国防工业职业技术学院 一种油田钻井堵漏用高吸水材料的制备方法
CN102268123B (zh) * 2011-06-10 2013-01-09 陕西国防工业职业技术学院 一种油田钻井堵漏用高吸水材料的制备方法
CN102311723A (zh) * 2011-06-29 2012-01-11 陆明富 一种钻井液用降漏失剂的制备方法
CN102851010A (zh) * 2011-06-30 2013-01-02 长江大学 水基高密度快速压井储备液
CN102851010B (zh) * 2011-06-30 2014-11-26 长江大学 水基高密度快速压井储备液
CN104371064A (zh) * 2014-11-24 2015-02-25 卫辉市化工有限公司 一种油井水泥用三元聚合物降失水剂的制备方法
CN106433584A (zh) * 2016-08-31 2017-02-22 中国石油大学(北京) 温敏型堵漏剂组合物及其应用和钻井液及其应用
CN106433584B (zh) * 2016-08-31 2018-02-06 中国石油大学(北京) 温敏型堵漏剂组合物及其应用和钻井液及其应用
CN110168012A (zh) * 2017-02-24 2019-08-23 S.P.C.M.股份公司 多相聚合物悬浮液及其用途
CN110168012B (zh) * 2017-02-24 2022-08-12 Spcm股份公司 多相聚合物悬浮液及其用途

Also Published As

Publication number Publication date
CA2161916A1 (en) 1996-08-22
US5684075A (en) 1997-11-04
AR000977A1 (es) 1997-08-27
DK0728826T3 (da) 2001-10-08
DE69614287T2 (de) 2002-05-02
NO960673L (no) 1996-08-22
NO311980B1 (no) 2002-02-25
BR9600777A (pt) 1997-12-23
NO960673D0 (no) 1996-02-20
EP0728826B1 (en) 2001-08-08
CA2161916C (en) 2001-12-18
DE69614287D1 (de) 2001-09-13
CN1065889C (zh) 2001-05-16
US5693698A (en) 1997-12-02
EP0728826A1 (en) 1996-08-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1065889C (zh) 由一种含丙烯酰胺的聚合物组成的组合物及其应用方法
Fink Petroleum engineer's guide to oil field chemicals and fluids
US10563110B2 (en) Methods of using drilling fluid compositions with enhanced rheology
CN1852964A (zh) 用于钻探枯竭砂岩地层的流体损失控制和密封剂
US4863980A (en) Organophilic modified polymers
US6508306B1 (en) Compositions for solving lost circulation problems
US4363736A (en) Fluid loss control system
US6124244A (en) Clear brine drill-in fluid
US7786052B2 (en) Hydrophobically modified fluid loss additives and viscosifier products
US20060240993A1 (en) Fluid loss reducer for high temperature high pressure water based-mud application
US4609476A (en) High temperature stable aqueous brine fluids
EP0634468B1 (en) Drilling fluid additive and method for reducing the swelling of clay
US4474667A (en) Fluid loss control system
NO300332B1 (no) Borefluid
US10442973B1 (en) Super-amphiphobic strongly self-cleaning high-performance water-based drilling fluid and drilling method
US7196039B2 (en) Methods of reducing fluid loss in a wellbore servicing fluid
US6169134B1 (en) Viscosifying hydrocarbon liquids
JPS5923748B2 (ja) 水性掘さく液
MX2013000721A (es) Metodo y composicion diluyente a base de agua, biodegradable para perforar perforaciones subterraneas con fluido de perforacion de base acuosa.
Inemugha et al. The effect of pH and salinity on the rheological properties of drilling mud formulation from natural polymers
US5502030A (en) Liquid additive comprising a sulfonated asphalt and processes therefor and therewith
US11319474B2 (en) Oil-based fluid compositions for hydrocarbon recovery applications
Jassim et al. Potential of Ethylhexyl Ester Oil to Enhance Drilling of HTHP Wellbores
CN113831903A (zh) 一种有机硅抑制剂及其制备方法、钻井液及其应用
CN1156473A (zh) 热稳定的油基钻井液

Legal Events

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

Granted publication date: 20010516

Termination date: 20100201