CN1558983A - 用于堵漏的剪切敏感的堵漏流体及封堵地层区域的方法 - Google Patents

用于堵漏的剪切敏感的堵漏流体及封堵地层区域的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN1558983A
CN1558983A CNA028187512A CN02818751A CN1558983A CN 1558983 A CN1558983 A CN 1558983A CN A028187512 A CNA028187512 A CN A028187512A CN 02818751 A CN02818751 A CN 02818751A CN 1558983 A CN1558983 A CN 1558983A
Authority
CN
China
Prior art keywords
polymer
leak stopping
weight
stopping fluid
emulsion
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
CNA028187512A
Other languages
English (en)
Other versions
CN100335742C (zh
Inventor
�ܿˡ�÷����
杰克·梅布里
�������ɭ
格雷格·加里森
安德烈·加尼尔
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.)
Services Petroliers Schlumberger SA
Prad Research and Development Ltd
Original Assignee
Sofitech NV
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 Sofitech NV filed Critical Sofitech NV
Publication of CN1558983A publication Critical patent/CN1558983A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN100335742C publication Critical patent/CN100335742C/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
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/502—Oil-based compositions
    • 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
    • C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • C09K8/565—Oil-based compositions
    • 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
    • C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/575—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/5751—Macromolecular compounds
    • C09K8/5756—Macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/903—Crosslinked resin or polymer

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)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Sealing Material Composition (AREA)
  • Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Placing Or Removing Of Piles Or Sheet Piles, Or Accessories Thereof (AREA)
  • Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)

Abstract

一种用于封堵钻孔周围地层区域的堵漏流体，其包括含有分散水相和连续憎水相的乳液，表面活性剂和聚合物的交联引发剂，所述分散水相含有水性碱，所述连续相含有接枝纤维素醚衍生物构成的聚合物。该聚合物优选为乙烯基膦酸接枝的2－羟乙基纤维素。在剪切作用下，优选通过钻头，进行乳液转化，使得乳液液滴破裂，将交联引发剂释放到水相中，从而形成凝胶结构。

Description

用于堵漏的剪切敏感的堵漏流体 及封堵地层区域的方法
                   所引用的相关临时申请
本申请要求美国临时申请顺序号60/309538和美国临时申请顺序号60/334444的优先权。
                          技术领域
本发明涉及一种反应性堵漏流体，该堵漏流体被设计成经受高剪切应力时快速胶凝。本发明还涉及一种封堵地层区域，特别是处理钻井时大量泥浆漏失的方法。
                          背景技术
钻孔时循环液漏失是一个主要问题。由于延迟的油井生产而导致的时间损失以及因管道卡钻和安全等有关钻井问题，使得井成本显著增加。解决循环液漏失的最普通的技术是向钻井流体中加入一种堵漏材料(LCM)。实际上采用基于纤维素材料的粒状薄片和纤维状颗粒密封裂缝，小洞和多孔区域。也常常使用矿物如云母。如果更高浓度的堵漏材料也不能恢复钻井流体循环，则放置水泥塞。水泥塞压实了空隙但也填满了开放的井孔，并且在继续钻井之前需要钻开。很经常地，该程序在获得正确的密封之前必须要重复很多次。
其他技术涉及使用反应性流体。两种反应性流体在发生漏失的地层附近或者与通过钻柱泵送的第一流体混合或者与沿着环带向下移动的第二流体混合。在两种流体的接触面，湍流使得通常称作油泥(gunk)的橡胶状固体块快速形成。另一实践使用反应于地表开始的交联聚合物凝胶。在两种情况下，所述技术均是高度危险的，因为轻微的组成、温度或污染物变化均可能导致井底系统内及其周围的过早胶凝，造成主要的操作失败。
使用称作向流性液体(rheotropic liquid)作为堵漏流体也是已知的，这种液体在受到高应力时变稠。US 4663366公开了一种含有多元羧酸的油包水(water-in-oil)乳液，其中油相含有能够水合的水溶胀性的亲水粘土如膨润土，水相含有溶解的聚丙烯酰胺和多元羧酸。这种堵漏流体在膨润土与水接触时因膨润土的溶胀而发生固化。水相的每一分散液滴均用聚合物材料包覆，使得乳液仅在经受打破所述包覆层的高剪切力时才发生这种接触。
US 5919739(Sunde等人)公开了另一种向流性堵漏流体。与US 4663366的乳液相似，该流体基于一种“散装的(loose)”逆乳液。连续相为交联剂提供密封介质，内相(internal phase)包含高浓度的聚合物，同时通过亲油的表面活性剂的浓度保持两相间的界面张力。
Sunde等人的专利申请中优选的堵漏流体包含大约25％体积的连续相，及75％体积的分散水相，所述连续相包含选自矿物油、植物油、酯和醚的憎水性液体，基于甘油三酸酯的乳化剂，膨润土和氢氧化钙，所述分散水相包含水，黄原胶和任选的增重材料例如重晶石。当这类流体经历显著的压降时，发生了乳液的转变把交联剂释放到水相中导致形成凝胶。
后一类堵漏流体能够储存几个星期而不发生反应，并可使用离心泵泵送几个小时。只有当堵漏流体受到高剪切力，例如经过钻头施力时，才能引发并迅速地胶凝。但是，这类的堵漏流体因牢固性不足并随着时间的流逝而收缩，因而受到限制。而且，在温度阈值大于约90℃时，由于交联键的断裂，凝胶变得不坚硬了并且转变成粘性流体。
因此，希望提供一种适于有效密封问题区域和在很宽的温度范围内稳定的新型堵漏流体。另外，也需要更好的井控制方法，包括有助于成功钻井的布局策略。
                         发明内容
因而，本发明提供了一种用于封堵钻孔周围地层区域的堵漏流体，其组成为包含分散水相和连续憎水相构成的乳液，表面活性剂及羟乙基纤维素聚合物的交联引发剂，其中所述分散水相含有水性碱，所述连续憎水相含有羟乙基纤维素衍生物接枝共聚物。
据信，乳液是逆向的(油包水)，虽然它实际上有可能是顺向的(水包油)，在大的油滴中还有水滴，即顺乳液中的逆乳液。
适用实施本发明的接枝聚合物是乙烯基膦酸接枝的纤维素醚衍生物。
优选的纤维素醚衍生物为羟烷基纤维素，其中所述烷基选自乙基和丙基。优选的羟烷基纤维素为2-羟基乙基纤维素。从US 4413121中可知制备含有至少一个含磷取代基的纤维素醚的制备方法，这里引入该专利作为参考。
本发明的堵漏流体的固化原理本质上与上面讨论的US 4663366的堵漏流体相同。正是接枝的羟烷基纤维素的交联导致凝胶的形成。可交联的纤维素衍生物是现有技术中公知的聚合物增稠剂，用于石油工业，特别是用于控制地层中流体漏失。例如参考US 5439057和US 5680900。在金属离子和沿多糖的聚合物链悬垂的基团之间产生交联键。当在小尺寸内堵漏流体暴露于大于2 MPa的压降时，据信，乳液从其逆相转化或翻转到更稳定的顺相。乳液液滴破裂，将交联引发剂释放到水相中，进而提供金属二价离子，与纤维素醚衍生物交联并形成凝胶结构。
                        具体实施方式
本发明中优选使用的聚合物是衍生的羟乙基纤维素。更具体而言，是2-羟乙基纤维素，乙烯基膦酸接枝聚合物。在接枝聚合物中，2-羟乙基纤维素和乙烯基膦酸单体的比例通常为大约5％到大约20％，优选的比例为大约10％到大约12％。浓度范围为0.1～5重量％，通常优选为2重量％。聚合物浓度增加导致更硬的凝胶。
交联剂或交联引发剂混合物选自铁III化合物，硼(如硼酸，硼酸盐)，钛IV，锆IV，铝III，锑V，含有二价钙和镁离子的化合物(如氧化镁和氧化钙)，胺(单、二或三烷醇，椰子胺，五胺，烷基二乙醇胺)，乙酸盐(如乙酸钠)，氢氧化钠，氢氧化钾，及缓冲液，如碳酸钠，碳酸钾，及乙酸钠；和/或在说溶液中产生氢氧根离子的其它添加剂，如氨，氨化合物及氨生成化合物，如脲；螯合剂如乳酸钠，羟乙基氨基羧酸如羟乙基乙二胺三乙酸(EDTA)，葡萄糖酸钠，山梨醇，及甘油。
优选的交联/pH控制剂是氧化镁，碳酸钠，EDTA，和四硼酸钠。氧化镁的浓度范围为0.01～3重量％，优选大约0.5～大约1.5重量％。碳酸钠的浓度范围为0.01～3重量％，优选大约0.1～1重量％。EDTA的浓度范围为0.01～3重量％，优选大约0.1～1重量％；四硼酸钠的浓度范围为大约0.01～3重量％，优选大约0.1～1重量％。
任何干净的液态烃可作为油相使用。油可以有利地选自任何适于钻井流体的基础油，例如矿物油，植物油，酯和醚油，柴油，α-烯烃，聚烯烃，正烷烃，及它们的混合物。所选择的油必须与所使用的钻井流体相容，并且符合环境法规，例如在海上钻井设备上禁止使用含芳香化合物的油。油相的浓度为大约5～大约70重量％，优选从大约10～大约25重量％。
所使用的水优选为新鲜的自来水。也可以使用未污染的钻井水例如海水或用大约50％新鲜水稀释的淡盐水。浓度为大约30～大约95重量％，更优选大约70～大约90重量％。
如果pH在11～13之间，在金属离子和羟基之间产生交联键会同时发生。
可以使用习用的市售的乳化剂，在它们与碱性环境的相容性和想要使用的温度的基础上选择。用亲油性的表面活性剂来制备包含高的水含量(体积上大于50％)的油包水乳液钻井流体，对本领域技术人员是已知的，它可提供所需要的乳液强度。优选的乳化剂基于脂肪酸和聚酰胺的化合物或基于甘油三酸酯。堵漏流体的固化时间取决于乳化剂的用量：加入少量乳化剂将导致固化时间非常短和乳液高度不稳定。相反，大浓度的乳液将导致太稳定的流体，非常长的固化时间和凝胶时需要更高的剪切压力。优选的表面活性剂是聚酰胺衍生物，浓度为大约0.01～大约5重量％，最优选为大约0.1～大约3重量％，以便控制转化乳液所需要的剪切速率。
根据本发明的堵漏流体可以任选地包括其它的添加剂例如固化促进剂，堵漏材料和增量剂。
根据本发明的堵漏系统可以在广泛的温度范围内使用，从大约40°F到大约325°F(大约4℃到大约163℃)。
虽然不是优选的，但是堵漏流体也可以包括常规的堵漏材料例如坚果塞，纤维，碳酸钙，云母等。如果堵漏流体要经过钻头，那么根据钻头喷嘴的尺寸堵漏材料必须是细极或中级的。
通常在井孔流体中使用增量剂例如粘土以促进固体的悬浮，避免微粒固体例如桥连剂分离。优选膨润土，因为它具有吸收大量水的能力，从而避免了凝胶由于水流入造成的稀释。膨润土进一步增加了泥浆的凝胶强度并且当还包含堵漏材料时促进固体的悬浮。
本发明的堵漏流体也可以与增重剂联合使用。增重剂选自由重晶石，钛铁矿，赤铁矿，锰和碳酸钙组成的组中。通过向油相中加入固体重量添加剂，密度可以典型地在0.98g/cm3(没有增重剂)和1.68g/cm3之间调节。当固体重量添加剂被加入水相时，可以获得更高的密度，高达2g/cm3。
根据本发明优选的堵漏流体包含15.65重量％柴油，0.18重量％聚酰胺衍生物(乳化剂)，1.95重量％衍生的羟乙基纤维素(2-羟乙基纤维素89～90重量％，乙烯基膦酸接枝聚合物10～11重量％，分子量1300000)，78.27重量％新鲜水，以及作为交联剂/引发剂的1.27重量％氧化镁，0.51重量％碳酸钠，0.67重量％五水合四硼酸钠和0.51重量％EDTA三钾盐。
根据本发明优选的变体，制备新的堵漏流体的方法包含以下步骤：把乳化剂溶解到油中，轻度搅拌(例如大约400rpm)大约2分钟，向基础油中加入包括聚合物的所有其它液体或固体添加剂，同样轻度搅拌相同时间以便制备包含除了水以外的所有乳液成分的预混物，然后在把它向下泵送之前立即使用例如静态搅拌器加入水以便聚合物不迁移到水相中，并且因此在破乳之前不水合。值得指出的是聚合物的实际上的迁移和水合在几分钟内就获得了，例如在大约15～30分钟之间。根据本发明优选的实施方案，混合后乳液被泵送小于1分钟，优选大约30秒，以便在如此短的时间内不发生显著的水合作用。
只要防止加入计划外的水以避免粘度的显著增加，这种预混物可以储存并放在原位直到需要使用。
本发明的一个方面是把一个塞子放在井孔中处理循环液漏失的一个方法。当遇到循环液漏失区域时推荐的实践是尽快处理该区域。可通过测井(例如使用成像工具)或对深度对流失率绘图来发现循环液漏失的最低深度。准确的位置是保证封堵弹丸放置在循环液漏失区域下面的关键。弹丸优选通过钻头喷嘴泵送，使用的弹丸的体积大约5～15m3。泵送第一个弹丸后，让油井平衡并且努力使循环恢复。如果没有获得完整的循环，那么可能需要使用两个或三个弹丸来有效密封循环液漏失区域。
本领域的技术人员从下面的实施例的详细描述中将会意识到并理解本发明的这些和其它特征。
实验室测定和实施例
根据优选的配方混合了一个流体弹丸，该弹丸由80g柴油，0.94g聚酰胺衍生物(乳化剂)，10g衍生的羟乙基纤维素(2-羟乙基纤维素89～90重量％，乙烯基膦酸接枝聚合物10～11重量％，分子量1300000)，400g新鲜水，和作为交联剂/引发剂的6.5g氧化镁，2.6g碳酸钠，3.4g五水合四硼酸钠，5g细二氧化硅和2.6gEDTA(三钾盐)组成。
在容器中放入油并搅拌。在400rpm下搅拌2分钟，向搅拌着的油相里缓慢加入表面活性剂直至表面活性剂在油中溶解。接下来在400rpm下搅拌另外2分钟，向基础油中加入固体添加剂(氧化镁，碳酸钠，聚合物，五水合四硼酸钠，细二氧化硅和乙二胺四乙酸)(以任何顺序)。通过向搅拌着的油相中缓慢加入水而形成乳液，同时增加搅拌机的速度到最大600rpm以便在小于30秒内获得所希望的乳液。
利用剪切转化乳液的方法：把乳液暴露于剪切中来转化。在实验室中可以用很多方法模拟剪切。例如下面提供了三种不同的方法：使用剪切部件，使用改进的API失水量器，和使用叶片型搅拌机(Waring市售搅拌机)漏失液
1)使用剪切部件—与US 5717131描述的相似：把乳液倒入容器中，通过在最初使用低粘度流体测试把入口压力调整到7 bar(100psi)，剪切嘴设置在35bar(500psi)。在出口把翻转后的乳液收集到塑料烧杯或小的塑料立方体或橡胶软管中以便接下来做挤出测试。
2)使用改进的API失水量器—高温高压失水量器通常用于水泥泥浆的失水量测试。在仪器中加入一个装有两个o-环的活塞以保证接触良好。把活塞推到倒置的失水量器的底部。把乳液倒入失水量器，加入没有滤网的垫圈以避免泄露，装好盖子。这个盖子装有一个末端为1/4英寸的阀。把失水量器倒过来放在它的架子上并接上压力。施加35bar(500 psi)的压力。顶部的阀打开以便推动乳液经过活塞。底部的阀很快地打开和关闭从而避免喷射，把翻转的乳液收集到塑料烧杯或小塑料立方体中。
3)使用叶片型搅拌机—准备好乳液后，在叶片型搅拌机中以7000rmp的速度混合20秒。把翻转的乳液倒入塑料烧杯或小塑料立方体中。
挤出测试方法：按照以上的描述制备乳液，并用剪切部件翻转。在剪切部件的出口连接橡胶软管。转化(翻转)的乳液流经软管，将软管全部充满。当翻转的乳液一流出软管就把软管与剪切部件的连接断开并与压力线连接。用稳压器调整压力让氮气推动凝胶。从数字压力计读出并记录挤出凝胶所需要的压力。可以在乳液翻转后立即对软管中的凝胶进行挤出测试或者在挤出之前让乳液陈化几个小时。
也有可能把橡胶软管与改进的API失水量器连接从而在橡胶软管中翻转乳液。然后对凝胶进行挤出测试。
                                  优选制剂在室温下完成的数据
  剪切乳液的设备   准备的乳液在剪切之前水合的时间(小时) 在剪切后立即挤出凝胶所需要的压力 在橡胶软管中陈化1小时后挤出凝胶所需要的压力 在橡胶软管中陈化2小时后挤出凝胶所需要的压力
剪切部件 1 16psi(230400lb/100ft2) 84psi(1209600lb/100ft2)
失水量器 1 12psi(172800lb/100ft2) 60psi(864000lb/100ft2) 70psi(1008000lb/100ft2)
失水量器 17 12psi(172800lb/100ft2) 80psi(1152000lb/100ft2)
凝胶在室温下剪切并放置在高达325℃下。然后冷却凝胶并用肉眼检查。在另外一个测试中，乳液在剪切之前放在300℃下，接下来剪切。这两种情况都获得了坚固的凝胶，即使在300℃下形成的凝胶实际上更坚固。
现场测试
进行了大型测试以评价通过静态搅拌器形成的乳液制剂，因为它适合在海上应用。静态搅拌器促进了油相和混合水之间的接触以便获得均相乳液。使用限制措施(挡板)来提供翻转乳液所需要的压降并形成凝胶。
制备了一个未增重的的乳液，由320升柴油(基础油)，19.2升聚酰胺衍生物(乳化剂)，24.09kg交联引发剂包括氧化镁，二氢化牛酯二甲基铵膨润土和乙氧基辛基苯酚，4.82kg碱灰作为缓冲溶液，48.23kg增稠剂是衍生的羟乙基纤维素(2-羟乙基纤维素89～90重量％，乙烯基膦酸接枝聚合物10～11重量％，分子量1300000)，12.53kg十水合四硼酸钠，9.64kg四乙烯二胺四乙酸钠(四EDTA钠)，24.09kg结晶二氧化硅粉和1927升水组成。
还制备了一个增重的乳液，由357.7升基础油，14.31升乳化剂，17.89kg交联引发剂，3.58kg缓冲溶液，35.78kg增稠剂，9.30kg十水合四硼酸钠，7.16kg四EDTA钠)，17.89kg结晶二氧化硅粉和1430升水组成。
在混合油相之前挡板用水校准，所有线路进行压力测试。把两桶(317.97升)油连同乳化剂一起加入盆中，循环并转移到出料桶中以便带走线路中所有的水。
在盆中把乳化剂第一个加入到油相。使混合物混合2分钟。然后混合固体引发剂并搅拌混合物10分钟。利用两个单独的管线泵送油相和水相。两个管线结合到一起而形成一个单一的线路并且因此开始产生乳液。
在制备凝胶时使用了4个不同的构造：
-排列阀从而避免乳液流经静态搅拌器并且线路没有配备任何限制。
-排列阀使得乳液流经静态搅拌器和挡板，这样在乳液到达出口之前产生了一个等于250psi的压降。
-乳液不流经静态搅拌器而流经挡板
-乳液流经没有安装挡板的静态搅拌器。
因为在盆中混合油相，取样品并使用叶片型搅拌机，向样品内加入水来检验乳液的均一性。测试重复获得了前面在实验室的结果。由于体积小，盆中的温度增加了。为了保证聚合物溶解，对增重的溶液在乳化剂加入以后将聚合物缓慢加入。搅拌混合物不小于10分钟并如同前面做的一样加入其它化学品。
加入重晶石成功地增重了油相。在通过静态混合器加入水后形成了均相乳液。使用加压泥浆平衡测量了油相，比重是1.69g/cm3。
全部结果正如预期的一样。加入挡板确实提供了把乳液从油相翻转到水相所需要的压降而且用250psi的压降制造了刚硬的凝胶。不使用挡板只使用静态混合器不能产生翻转乳液所需要的足够的能量。

Claims (14)

1.一种用于封堵钻孔周围地层区域的堵漏流体，其基本组成为包含分散水相和连续憎水相构成的乳液，表面活性剂和聚合物的交联引发剂，其中所述分散水相含有水性碱，所述连续憎水相含有接枝纤维素醚衍生物构成的聚合物。
2.根据权利要求1的堵漏流体，其中所述聚合物是接枝的羟烷基纤维素聚合物衍生物接枝聚合物。
3.根据权利要求2的堵漏流体，其中所述聚合物为乙烯基膦酸接枝的2-羟乙基纤维素。
4.根据权利要求3的堵漏流体，其中在所述接枝聚合物中2-羟乙基纤维素对乙烯基膦酸单体的比例为大约5％～大约20％。
5.根据权利要求1的堵漏流体，其中所述聚合物的交联引发剂选自提供铁III，硼，钛IV，锆IV，铝III和锑V离子的化合物；含有二价钙和镁离子的化合物；胺；乙酸盐；氢氧化钠；氢氧化钾；碳酸钠；碳酸钾；乙酸钠；氨水；氨生成化合物；螯合剂；葡萄糖酸钠；山梨醇；甘油及它们的混合物。
6.根据权利要求5的堵漏流体，其中该交联引发剂包括由氧化镁，碳酸钠，羟乙基乙二胺三乙酸和四硼酸钠构成的混合物。
7.根据权利要求1的堵漏流体，其中油的浓度为大约5～大约70重量％，水的浓度是大约30～大约95重量％。
8.一种堵漏流体，其包含大约10～25重量％的柴油，0.1～3重量％的聚酰胺衍生物，0.1～5重量％的乙烯基膦酸接枝的2-羟乙基纤维素，70～90重量％的新鲜水，0.5～1.5重量％的氧化镁，0.5～1重量％的碳酸钠，0.1～1重量％的五水合四硼酸钠和0.1～1重量％的羟乙基乙二胺三乙酸。
9.一种制备堵漏流体的方法，包括将表面活性剂溶解于油中；加入由接枝的纤维素醚衍生物构成的聚合物及聚合物交联添加剂，制得预混物；及用水混合该预混物的步骤。
10.一种密封井孔中循环液漏失区域的方法，包括泵送堵漏流体和通过剪切力引发该堵漏流体胶凝的步骤，其中该堵漏流体包括由分散水相和连续憎水相构成的乳液，表面活性剂及聚合物的交联引发剂，所述分散水相含有水性碱，所述连续憎水相含有接枝纤维素醚衍生物构成的聚合物。
11.根据权利要求10的方法，其中所述剪切力通过钻头喷嘴施加。
12.根据权利要求10的方法，其中在通过剪切力引发所述堵漏流体发生胶凝之前，使聚合物不发生明显的水合。
13.根据权利要求10的方法，其中所述聚合物为接枝的羟烷基纤维素聚合物衍生物接枝聚合物。
14.根据权利要求12的方法，其中所述聚合物为乙烯基膦酸接枝的2-羟乙基纤维素。
CNB028187512A 2001-08-02 2002-07-19 堵漏流体及其制备方法、密封井孔中漏失区域的方法 Expired - Fee Related CN100335742C (zh)

Applications Claiming Priority (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US30953801P 2001-08-02 2001-08-02
US60/309,538 2001-08-02
US33444401P 2001-11-29 2001-11-29
US60/334,444 2001-11-29
US10/172,266 US6814145B2 (en) 2001-08-02 2002-06-14 Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone
US10/172,266 2002-06-14

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1558983A true CN1558983A (zh) 2004-12-29
CN100335742C CN100335742C (zh) 2007-09-05

Family

ID=27390105

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CNB028187512A Expired - Fee Related CN100335742C (zh) 2001-08-02 2002-07-19 堵漏流体及其制备方法、密封井孔中漏失区域的方法

Country Status (12)

Country Link
US (1) US6814145B2 (zh)
EP (1) EP1412614B1 (zh)
CN (1) CN100335742C (zh)
AT (1) ATE338881T1 (zh)
CA (1) CA2455994C (zh)
DE (1) DE60214562T2 (zh)
DK (1) DK1412614T3 (zh)
EA (1) EA005149B1 (zh)
EG (1) EG23291A (zh)
MX (1) MXPA04000957A (zh)
MY (1) MY129825A (zh)
WO (1) WO2003014520A1 (zh)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101435317B (zh) * 2008-12-12 2012-05-23 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 失返性漏失交联凝胶堵漏工艺
CN101735784B (zh) * 2009-12-15 2013-02-20 中国科学院长春应用化学研究所 一种高强度油井封堵胶体及制备方法
CN103541683A (zh) * 2013-07-31 2014-01-29 中国石油集团西部钻探工程有限公司 前置堵漏冻胶尾追水泥浆进行堵漏的方法
CN108276982A (zh) * 2018-03-22 2018-07-13 昆山京昆油田化学科技开发公司 一种有机钛交联剂及其制备方法和应用
CN111287690A (zh) * 2020-04-05 2020-06-16 新疆正通石油天然气股份有限公司 一种钻井裸眼地层注灰方法

Families Citing this family (34)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6790812B2 (en) * 2001-11-30 2004-09-14 Baker Hughes Incorporated Acid soluble, high fluid loss pill for lost circulation
EP1555385A1 (en) * 2004-01-16 2005-07-20 Services Petroliers Schlumberger SA Method of consolidating an underground formation
US7703529B2 (en) * 2004-02-13 2010-04-27 Schlumberger Technology Corporation Gel capsules for solids entrainment
US7795187B2 (en) * 2006-02-14 2010-09-14 E.I. Du Pont De Nemours And Company Permeable zone and leak plugging using cross-linking composition comprising zirconium triethanolamine complex
US7823643B2 (en) 2006-06-05 2010-11-02 Fmc Technologies Inc. Insulation shroud with internal support structure
US8242060B2 (en) * 2006-12-21 2012-08-14 Dorf Ketal Specialty Catalysts, LLC Stable solutions of zirconium hydroxyalkylethylene diamine complex and use in oil field applications
US7732383B2 (en) * 2006-12-21 2010-06-08 E.I. Du Pont De Nemours And Company Process for stabilized zirconium triethanolamine complex and uses in oil field applications
US20080217011A1 (en) * 2007-03-06 2008-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for treating a subterranean formation with a treatment fluid containing a gelling agent and subsequently breaking the gel with an oxidizer
US7795188B2 (en) * 2007-03-30 2010-09-14 E.I. Du Pont De Nemours And Company Zirconium-base cross-linker compositions and their use in high pH oil field applications
US8236739B2 (en) * 2007-03-30 2012-08-07 Dork Ketal Speciality Catalysts, LLC Zirconium-based cross-linker compositions and their use in high pH oil field applications
CN101311241B (zh) * 2007-05-24 2014-05-07 西部钻探克拉玛依钻井工艺研究院 一种葡萄糖酸盐钻井液
BRPI0813557A2 (pt) * 2007-07-10 2014-12-23 Mi Llc Métodos e composições para a prevenção de perda de fluido de completação em poço de alta densidade
US7851417B2 (en) * 2007-12-11 2010-12-14 E.I. Du Pont De Nemours And Company Process to prepare borozirconate solution and use as cross-linker in hydraulic fracturing fluids
US7683011B2 (en) * 2007-12-12 2010-03-23 Du Pont Process to prepare borozirconate solution and use as cross-linker in hydraulic fracturing fluids
US7795190B2 (en) * 2007-12-14 2010-09-14 E.I. Du Pont De Nemours And Company Process to prepare borozirconate solution and use as a cross-linker in hydraulic fracturing fluids
US7790657B2 (en) * 2007-12-17 2010-09-07 E.I. Du Pont De Nemours And Company Process to prepare borozirconate solution and use a cross-linker in hydraulic fracturing fluids
JP5101324B2 (ja) * 2008-02-07 2012-12-19 日立建機株式会社 建設機械のＮＯｘ低減装置の配設構造
US8153564B2 (en) * 2008-03-07 2012-04-10 Dorf Ketal Speciality Catalysts, Llc Zirconium-based cross-linking composition for use with high pH polymer solutions
US8141637B2 (en) 2009-08-11 2012-03-27 Schlumberger Technology Corporation Manipulation of flow underground
US8932998B2 (en) * 2009-10-05 2015-01-13 Baker Hughes Incorporated Methods for crosslinking water soluble polymers for use in well applications
CN102127403B (zh) * 2010-01-18 2013-01-09 四川仁智油田技术服务股份有限公司 钻井高效堵漏剂
CN102250606B (zh) * 2010-05-20 2013-04-24 中国石油化工股份有限公司 一种用于稠油热采的微乳液及其制备方法
US8714248B2 (en) 2010-08-25 2014-05-06 Schlumberger Technology Corporation Method of gravel packing
US8448706B2 (en) 2010-08-25 2013-05-28 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
US8459353B2 (en) 2010-08-25 2013-06-11 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
US9234415B2 (en) 2010-08-25 2016-01-12 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
US20120152544A1 (en) * 2010-12-16 2012-06-21 Parris Michael D Cold weather compatible crosslinker solution
CN102516962A (zh) * 2011-11-24 2012-06-27 中国科学院青海盐湖研究所 一种钾镁盐矿钻孔的封孔材料及其封孔方法
FR2984909B1 (fr) 2011-12-21 2013-12-20 Total Sa Fluide de colmatage et procede pour colmater une zone d'une formation souterraine mettant en oeuvre ce fluide.
US10150909B2 (en) * 2014-01-10 2018-12-11 Magnablend, Inc. Use of a boron cross linker in an emulsion system
RU2682833C2 (ru) * 2014-01-27 2019-03-21 Бейкер Хьюз Инкорпорейтед Способ проведения повторного гидравлического разрыва пласта с использованием борированной галактоманнановой камеди
WO2016018374A1 (en) * 2014-07-31 2016-02-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods to place fluid loss materials
US10703676B2 (en) 2016-10-13 2020-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrating swellable clays
CN113999659B (zh) * 2020-07-27 2023-08-08 中国石油化工股份有限公司 一种暂堵型储层保护剂及其制备方法和应用

Family Cites Families (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3284393A (en) * 1959-11-04 1966-11-08 Dow Chemical Co Water-in-oil emulsion polymerization process for polymerizing watersoluble monomers
US3948672A (en) * 1973-12-28 1976-04-06 Texaco Inc. Permeable cement composition and method
US4366194A (en) * 1978-06-02 1982-12-28 The Dow Chemical Co. Rendering porous structures impermeable by treatment with pH insensitive gelable compositions of amide polymers and composition
US4199625A (en) * 1978-06-02 1980-04-22 The Dow Chemical Company Rendering porous structures impermeable by treatment with pH insensitive gelable compositions of amide polymers
US4532052A (en) * 1978-09-28 1985-07-30 Halliburton Company Polymeric well treating method
DE3112945A1 (de) 1981-03-31 1982-10-07 Hoechst Ag, 6000 Frankfurt Celluloseether und cellulosemischether mit mindestens einem phosphorhaltigen substituenten und ein verfahren zu ihrer herstellung
US4445576A (en) * 1982-05-24 1984-05-01 Exxon Research And Engineering Co. Method of using a spacer for well control fluid
US4663366A (en) 1983-07-25 1987-05-05 Exxon Research & Engineering Company Shear thickening composition with polycarboxylic acid
US4712617A (en) * 1986-10-03 1987-12-15 The Dow Chemical Company Method for controlling the flow of liquids through a subterranean formation
US5104912A (en) * 1989-03-10 1992-04-14 Mobil Oil Corporation Phenolic and naphtholic ester crosslinked polymeric gels for permeability profile control
US5663123A (en) * 1992-07-15 1997-09-02 Kb Technologies Ltd. Polymeric earth support fluid compositions and method for their use
US5304620A (en) * 1992-12-21 1994-04-19 Halliburton Company Method of crosslinking cellulose and guar derivatives for treating subterranean formations
US5363916A (en) * 1992-12-21 1994-11-15 Halliburton Company Method of gravel packing a well
DE69425982T2 (de) * 1993-05-28 2001-04-26 Norske Stats Oljeselskap Abdichtflüssigkeit zum abdichten einer unterirdischen formation
NO178357C (no) 1993-10-12 1996-03-06 Statoil As Apparatur for bruk ved testing av en skjærkraftpåvirkbar tetningsvæske
US5439057A (en) 1994-04-29 1995-08-08 Halliburton Company Method for controlling fluid loss in high permeability formations
US5680900A (en) 1996-07-23 1997-10-28 Halliburton Energy Services Inc. Method for enhancing fluid loss control in subterranean formation
NO305089B1 (no) 1997-06-12 1999-03-29 Norske Stats Oljeselskap FremgangsmÕte for fremstilling av en tetningsvµske pÕ polysakkaridbasis
CA2371122C (en) 1999-06-03 2009-11-10 Schlumberger Canada Limited Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone
US6202751B1 (en) * 2000-07-28 2001-03-20 Halliburton Energy Sevices, Inc. Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores
US6818598B2 (en) * 2001-08-02 2004-11-16 Schlumberger Technology Corporation Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101435317B (zh) * 2008-12-12 2012-05-23 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 失返性漏失交联凝胶堵漏工艺
CN101735784B (zh) * 2009-12-15 2013-02-20 中国科学院长春应用化学研究所 一种高强度油井封堵胶体及制备方法
CN103541683A (zh) * 2013-07-31 2014-01-29 中国石油集团西部钻探工程有限公司 前置堵漏冻胶尾追水泥浆进行堵漏的方法
CN103541683B (zh) * 2013-07-31 2016-06-01 中国石油集团西部钻探工程有限公司 前置堵漏冻胶尾追水泥浆进行堵漏的方法
CN108276982A (zh) * 2018-03-22 2018-07-13 昆山京昆油田化学科技开发公司 一种有机钛交联剂及其制备方法和应用
CN111287690A (zh) * 2020-04-05 2020-06-16 新疆正通石油天然气股份有限公司 一种钻井裸眼地层注灰方法

Also Published As

Publication number Publication date
ATE338881T1 (de) 2006-09-15
DE60214562T2 (de) 2007-09-13
WO2003014520A1 (en) 2003-02-20
CA2455994A1 (en) 2003-02-20
US20030029616A1 (en) 2003-02-13
EP1412614B1 (en) 2006-09-06
US6814145B2 (en) 2004-11-09
DE60214562D1 (de) 2006-10-19
EG23291A (en) 2004-10-31
EP1412614A1 (en) 2004-04-28
MXPA04000957A (es) 2004-04-20
CA2455994C (en) 2009-07-14
DK1412614T3 (da) 2007-01-15
MY129825A (en) 2007-05-31
CN100335742C (zh) 2007-09-05
EA200400257A1 (ru) 2004-06-24
EA005149B1 (ru) 2004-12-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN100335742C (zh) 堵漏流体及其制备方法、密封井孔中漏失区域的方法
Fink Petroleum engineer's guide to oil field chemicals and fluids
Fink Oil field chemicals
Fink Water-based chemicals and technology for drilling, completion, and workover fluids
CN1229470C (zh) 含有细泡沫的油基流体和用它钻井的方法
CA2508795C (en) Self-generating foamed drilling fluids
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
US6818598B2 (en) Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone
CN101979456B (zh) 海水基完井液
CN1852964A (zh) 用于钻探枯竭砂岩地层的流体损失控制和密封剂
CA2924404A1 (en) Additives for controlling lost circulation and methods of making and using same
CN1788066A (zh) 预防或处理井漏的油井处理方法
EA012144B1 (ru) Утяжелители с покрытием из диспергатора
US10557074B2 (en) Methods of cementing a wellbore with the use of an oil swellable elastomer
EP2027227A1 (en) Hydrophobically modified fluid loss additives and viscosifier products
NO20171551A1 (en) Cement slurry compositions, methods of making, and methods of use
CN112980404B (zh) 一种改善地层条件的钻井液体系、其制备方法及应用
MX2014010735A (es) Proceso para formar un fluido polimerico de alto desempeño fase acuosa, y sistema para perforacion de pozos en formaciones de bajo gradiente.
CN110144198A (zh) 一种油基钻井液用凝胶堵漏剂及其制备方法
CN107267131B (zh) 一种油基钻井液固井用冲洗液及其资源再利用方法及应用
CA2515060C (en) Stabilized colloidal and colloidal-like systems
CN116144331A (zh) 试油完井液及其制备方法和应用
US10876026B2 (en) Wellbore fluids and methods of use thereof
WO2020263668A1 (en) Drilling fluids that include water-soluble acid catalyst precursors or reaction products of such and uses for such drilling fluids
GB2614120A (en) Wellbore stability compositions comprising nanoparticles

Legal Events

Date Code Title Description
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
ASS Succession or assignment of patent right

Owner name: PRADER RESEARCH AND DEVELOPMENT CORPORATION.

Free format text: FORMER OWNER: PETROLEUM RES AND DEV N. V.

Effective date: 20081031

Owner name: PETROLEUM RES AND DEV N. V.

Free format text: FORMER OWNER: SOFITECH N.V.

Effective date: 20081031

C41 Transfer of patent application or patent right or utility model
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20081031

Address after: The Netherlands Antilles

Patentee after: SERVICES PETROLIERS SCHLUMBERGER

Address before: Brussels

Patentee before: SCHLUMBERGER CANADA LTD.

Effective date of registration: 20081031

Address after: Virgin Islands (British)

Patentee after: PRAD RESEARCH AND DEVELOPMENT Ltd.

Address before: The Netherlands Antilles

Patentee before: SERVICES PETROLIERS SCHLUMBERGER

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

Granted publication date: 20070905

Termination date: 20140719

EXPY Termination of patent right or utility model