JP2000273125A - コポリマー及びこれを掘削用助剤として使用する方法 - Google Patents
コポリマー及びこれを掘削用助剤として使用する方法Info
- Publication number
- JP2000273125A JP2000273125A JP2000057525A JP2000057525A JP2000273125A JP 2000273125 A JP2000273125 A JP 2000273125A JP 2000057525 A JP2000057525 A JP 2000057525A JP 2000057525 A JP2000057525 A JP 2000057525A JP 2000273125 A JP2000273125 A JP 2000273125A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- weight
- component
- copolymer
- proportion
- structural unit
- 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
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
- C09K8/504—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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F220/00—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical or a salt, anhydride ester, amide, imide or nitrile thereof
- C08F220/02—Monocarboxylic acids having less than ten carbon atoms; Derivatives thereof
- C08F220/52—Amides or imides
- C08F220/54—Amides, e.g. N,N-dimethylacrylamide or N-isopropylacrylamide
- C08F220/58—Amides, e.g. N,N-dimethylacrylamide or N-isopropylacrylamide containing oxygen in addition to the carbonamido oxygen, e.g. N-methylolacrylamide, N-(meth)acryloylmorpholine
- C08F220/585—Amides, e.g. N,N-dimethylacrylamide or N-isopropylacrylamide containing oxygen in addition to the carbonamido oxygen, e.g. N-methylolacrylamide, N-(meth)acryloylmorpholine and containing other heteroatoms, e.g. 2-acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid [AMPS]
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F226/00—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and at least one being terminated by a single or double bond to nitrogen or by a heterocyclic ring containing nitrogen
- C08F226/02—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and at least one being terminated by a single or double bond to nitrogen or by a heterocyclic ring containing nitrogen by a single or double bond to nitrogen
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F226/00—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and at least one being terminated by a single or double bond to nitrogen or by a heterocyclic ring containing nitrogen
- C08F226/06—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and at least one being terminated by a single or double bond to nitrogen or by a heterocyclic ring containing nitrogen by a heterocyclic ring containing nitrogen
-
- 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
Abstract
用することができる掘削泥水中に使用するのに適したコ
ポリマーを見出すこと。 【解決手段】 以下の成分、つまり A 5〜95重量%の割合の、アクリルアミドプロペニ
ルメチレンスルホン酸もしくはその塩から誘導される二
価の構造単位、 B 1〜45重量%の割合の、開鎖状N-ビニルアミドか
ら誘導される二価の構造単位、 C 1〜45重量%の割合の、環状N-ビニル置換アミド
から誘導される二価の構造単位、及び、必要に応じて D 0〜50重量%の割合の、アクリルアミド、アクリ
ル酸及びアクリロニトリルからなる群から選択される更
に別のコモノマー、 (なお、成分A〜C及び場合によってはDの合計は10
0重量%である)から構成される水溶性コポリマー。
Description
びこれを掘削泥水中の添加剤として、またはセメンテー
ションのために、もしくは仕上げ及び改修用流体(compl
etion and workover fluids)として、並びに水止めのた
めに使用する方法に関する。
深井戸では、かなり前から掘削泥水及びセメントスラリ
ーを使用することが公知となっている。掘削泥水の働き
は、掘削された岩片及び所謂、掘削屑を運搬すること、
ビット及びドリルパイプを潤滑すること、多孔質の地盤
の穴を埋めること並びに静水圧による生ずる貯留層圧力
を相殺することである。後者の目的のためには、掘削泥
水は高い比重量を持つことが要求される。これは、好ま
しくは、バライト、塩もしくはクレーを添加することに
よって達成される。掘削泥水の更に別の重要な性質は、
温度安定性と、及び電解質の濃度の変化にそれほど影響
を受けない適切な流動特性である。掘削泥水の粘度及び
脱水(water loss)を制御するための最も通常の添加剤
は、ポリマー類、例えばデンプン、及びカルボキシメチ
ルデンプン等のデンプンエーテル、並びにカルボキシメ
チルセルロース及びカルボキシメチルヒドロキシエチル
セルロースである。しかし、これらの添加剤は、約120
℃を超える温度(デンプン及びその誘導体の場合)また
は140 〜150 ℃の温度(カルボキシメチルセルロース及
びカルボキシメチルヒドロキシエチルセルロースの場
合)では有効ではない。1950年から、200 ℃を超える温
度下でさえ安定であるアクリルアミド- アクリレートタ
イプのコポリマーが塩不含掘削泥水中に主に使用されて
きた。1970年には、スルホ基を含むモノマーを有し及び
200 ℃を超える温度で安定である、耐塩安定性のコポリ
マーが開発された(米国特許第3,629,101 号、米国特許
第4,048,077号及び米国特許第4,309,523 号)。
掘削の場合には、セメントスラリー及び仕上げ流体が追
加的に坑井用流体(borehole fluids) として使用され
る。この坑井が或る程度の深さに到達した時に、ケーシ
ングパイプとして知られる鉄管をこの坑井に導入し、次
の岩石層を掘り進むためのビットを、この管の内側の空
間に通す。このためには、このケーシングパイプを保守
しなければならない。すなわち、硬化して固形の石様の
塊を形成するセメントスラリーを、環状空間(annular s
pace) として知られる、岩石層とケーシングの外壁との
間の空隙にポンプa 圧送しなければならない。形成され
るこの硬化したセメントは、ガス及び/または油がその
キャリア層から別の層にもしくは地表まで流れ出さない
ように、ガス及び液体に対し不浸透性でなけらばならな
い。それゆえ、ポンプ圧送されるセメントスラリーには
厳しい要求が課せられる。セメントスラリーは、ポンプ
注入が容易である、つまり極めて低い粘度を有するべき
であり、またその上、分離してはならない。セメントス
ラリーによる多孔質の岩石層への水の遊離の程度は、坑
井の壁に薄いマッドケーキが生ずるのを防ぐために低く
あるべきである。なぜならば、薄いマッドケーキは、環
状空間の収縮のために多孔質の岩石層が崩壊してしまう
程度までポンプ圧を高める場合があるからである。更
に、水の遊離が過剰であると、セメントスラリーが完全
に硬化せず、ガス及び油に対し浸透性になる場合があ
る。一方、環状空間中に形成されたセメントのジャケッ
トは、できるだけ早く或る程度の強度を得なければなら
ず、また硬化プロセスには収縮が伴ってはならない。な
ぜならばこれはガス、油及び水の流路を生むからであ
る。セメントスラリーの性質を最適化することは、添加
剤を用いない限りできない。
添加剤は、遅延剤、急結剤、液化用の分散剤、及び脱水
減少剤である。幾つかの場合において、これらの添加剤
は一つ以上の働きをする。リグノスルホネート及びポリ
メチレンナフタレンスルホネートなどの分散剤は硬化プ
ロセスを遅くする一方で、脱水量をも或る程度低減す
る。幾つかの脱水減少剤は硬化プロセスを遅くし、また
粘度を著しく増加させる。
用されている有効な脱水減少剤には、様々な種類のポリ
マー、コポリマー及びこれらのコンビネーションなどが
ある。
は、アクリルアミドプロペニルメチレンスルホン酸(AMP
S)、開鎖状もしくは環状N-ビニルアミド類、及びジオレ
フィン性不飽和のアンモニウム化合物を含んでなるコポ
リマーを開示している。これらのモノマーの組み合わせ
は、場合によって架橋されており、また幾つかの用途に
は不十分な熱安定性しか持たないコポリマーしか与えな
い。
のアクリル酸スルホネート、例えば開鎖状もしくは環状
N-ビニルアミド、アクリル酸またはメタクリル酸のアミ
ド、ビニルイミダゾリル化合物、及びヒドロキシル基ま
たはアルコキシ基を有するオレフィン性不飽和化合物か
らなるコポリマーを開示している。このコポリマーは、
更に別のモノマーとして5〜25重量%の割合でジオレフ
ィン性不飽和化合物を用いて架橋される。
クリルアミドまたはメタクリルアミド、スチレンスルホ
ネート及びN-ビニルアミドからなるコポリマーを開示し
ている。後者のN-ビニルアミドは環状でも開鎖状でもよ
いが、環状N-ビニルアミドと開鎖状N-ビニルアミドの両
方を同時に使用することは開示されていない。
は、(メタ)アクリル酸またはこれの誘導体、例えばAM
PS等のアクリル酸スルホネート、及びN-ビニルアミドか
らなるコポリマーを開示している。ここでも、N-ビニル
アミドは環状でも開鎖状でもよいが、同一のポリマー中
にこれらの両方は含まれない。
トスラリーを調合することが常に困難な問題であること
を物語っている。セメンテーションのタイプによって予
め決められる各々のパラメーターについては、必要とさ
れる性質を添加剤を用いて許容できるレベルで確立しな
ければならない。脱水量を低減するために開発された数
多くの化合物が、一般的に、粘度を実質的に高めること
なく水の遊離について要求されるレベルを確立するこ
と、この要求に従い硬化時間を確立すること及び沈降現
象を最小に抑えることがどれほど大きな問題であるかを
如実に示している。従来技術による脱水減少用ポリマー
は、程度こそ違うが、通常高密度のセメントスラリーの
粘度を大いに高める。しかし、ポンプ圧送を容易にする
ためには、セメントスラリーの粘度は低く抑えなければ
ならない。乱流を起こすポンプ圧送速度が可能となるべ
きである。掘削泥水が完全に置き換えられるのは、この
ような条件下においてのみである。これは、効果的なセ
メンテーションの前提条件となる。傾斜した坑井の場合
は、泥水は、強い乱流でしか効果的に置き換えることが
できない。
留層圧を相殺する高密度塩溶液が使用される。このよう
な溶液が貯留層に浸透することは最小限に抑えなければ
ならない。しかし、ヒドロキシエチルセルロースは、20
0 ℃を超える卓越(prevailing)温度並びにCaCl2 及びCa
Br2 に由来する高い塩分及び密度には不適当である。
本発明の課題は、従来技術と比較して拡張された温度範
囲で使用することができる掘削泥水中に使用するのに適
したコポリマーを見出すことであった。本発明によるコ
ポリマーは、従来技術から知られる熱的な不安定性をも
はや有するべきではない。更に別の課題は、掘削泥水が
その調製の後及び約130 ℃〜200 ℃を超える問題の範囲
の温度に暴露(エージング)された後に、より均一な流
動挙動を示すという点で、このコポリマーが従来技術に
対する改善を示すべきであるということである。それゆ
え、本発明は、掘削泥水が、その調製後及びそれを特に
130 ℃〜200 ℃を超える範囲の温度に暴露(エージン
グ)された後に不均一なレオロジー特性を示すという、
──高まったもしくは変動する塑性粘度、降伏値及びゲ
ル強度から明らな──従来技術に存在する問題を解決す
るべきである。
課題が、二不飽和アンモニウム化合物を含まず、かつAM
PS、開鎖状N-ビニルアミド及び環状N-ビニルアミドから
誘導される各構造単位から構成されるコポリマーによっ
て達成されることがここに見出された。この課題は更
に、上記の構成分の他にある種のアクリル酸誘導体を含
むコポリマーによっても達成される。
ルメチレンスルホン酸またはそれの塩から誘導される二
価の構造単位、 B 1〜45重量%の割合の、開鎖状N-ビニルアミドか
ら誘導される二価の構造単位、 C 1〜45重量%の割合の、環状N-ビニル置換アミド
から誘導される二価の構造単位、及び必要に応じて D 0〜50重量%の割合の、アクリルアミド、アクリ
ル酸及びアクリロニトリルからなる群から選択される更
に別のコモノマー、 (なお、成分A〜C及び場合によってはDの合計は10
0重量%である)から構成される水溶性コポリマーを提
供する。
から誘導される。Xは水素あるいはLi+ 、Na+ 、K + ま
たはNH4 + であり得る。コポリマーが成分A、B及びC
しか含まない場合は、成分Aの割合は好ましくは60〜
90重量%である。コポリマーが成分Dも含む場合は、
成分Aの割合は好ましくは50〜90重量%である。
下の式2
はアルキル基である。R1及びR2は、互いに独立して、好
ましくはHまたはC1-C4-アルキル基である。特に、これ
らは、互いに独立して、水素、メチルまたはエチルであ
る。特に好ましい式2の構造単位は、R1及びR2が両方と
もHであるもの、R1がCH3 でありかつR2がHであるも
の、並びにR1及びR2が両方ともCH3 であるものである。
更に別の好ましい態様の一つでは、上記コポリマーは5
〜15重量%の割合で式2の構造単位を含む。
子上にビニル基を有する環状アミドから誘導される構造
単位からなる。この環状化合物は、芳香族化合物である
かまたは飽和化合物である。本発明の好ましい態様の一
つでは、成分Cは以下の式3
たは8個の環原子を含む環を形成する」で表される構造
単位からなる。5、6または7個の環原子を有する環が
好ましい。R3及びR4は、環原子として、異種原子を含ん
でいてもよいが、好ましくは炭素原子のみを含む。
下の式3aの構造単位を表す。
カプロラクトンである。
場合は、特に好ましい態様の一つでは、この成分Cは、
以下の式3bの構造単位からなる。
ーは5〜10重量%の割合で式3の構造単位を含む。
更に成分Dを含む。この成分Dは、以下の式4
ン)または-CONR5 2 である」で表される構造単位からな
る。R5は水素またはC1-C4-アルキル、好ましくは水素で
ある。該コポリマーが成分Dを含む場合は、その割合
は、好ましくは、20重量%未満、特に好ましくは5〜
10重量%である。
0 、特に200,000 〜3,000,000 、とりわけ500,000 〜1,
500,000 の単位数に相当する分子量を有する。
飽和アンモニウム化合物を含まない。また、本発明のコ
ポリマーは、好ましくは、二次重合の結果生ずる架橋を
誘発し得る他のジオレフィン性不飽和化合物またはポリ
オレフィン性不飽和化合物をも含まない。
合、乳化重合、逆乳化重合、析出重合またはゲル重合の
技術を用いて製造することができる。
によってまたは析出重合法によって行われる。
は、一般的な手順として析出重合法の条件下に作業を行
う。この場合、ポリマーが直接固体の形で得られ、これ
は溶剤を留去することによって。あるいは吸引濾過を行
い、次いで乾燥することによって単離することができ
る。
な水混和性有機溶剤は、水溶性アルカノール、すなわち
1〜4個の炭素原子を有するもの、例えばメタノール、
エタノール、プロパノール、イソプロパノール、n-、se
c-もしくはiso-ブタノール、好ましくはtert- ブタノー
ルである。
アルカノールの含水量は6重量%を超えるべきではな
い。なぜならば、含水量がこの値を超えると、重合の間
に塊状物が生ずる恐れがあるからである。0〜3重量%
の含水量で作業することが好ましい。
マーの性質に或る程度依存する。一般的に、全モノマー
100gに対し200〜1000gの溶剤が使用され
る。
の公知の乳化剤を0.5 〜8重量%、好ましくは1〜4重
量%の割合で添加して、シクロヘキサン、トルエン、キ
シレン、ヘプタンまたは高沸点石油留分などの水不混和
性有機溶剤中で、水性モノマー溶液を公知の方法で乳化
し、そして慣用の遊離基開始剤を用いて重合する。
3 号から公知である。この技術を用いて、水溶性モノマ
ーまたはこれらの混合物を加熱下に重合して高分子量の
コポリマーを形成する。このためには、油中水型乳化剤
を添加して、先ずモノマーまたはこれの水溶液を、連続
相を形成する水不混和性有機溶剤中に乳化し、そしてこ
のエマルションを遊離基開始剤の存在下に加熱する。使
用されるコモノマーは、上記水不混和性有機溶剤中にそ
のままで乳化できるし、またコモノマーを100〜5重
量%の割合で及び水を0〜95重量%の割合で含む水溶
液の形でも使用でき、この際、この水溶液の組成は、各
コモノマーの水中への溶解性及び意図される重合温度に
依存する。水とモノマー相との比率は広い範囲内で変え
ることができ、一般的に70:30 〜30:70 である。
て油中水型エマルションを形成するためには、油相を基
準にして0.1〜10重量%の量の油中水型乳化剤を混
合物に添加する。比較的低いHLB を有する乳化剤を使用
することが好ましい。HLB は界面活性剤及び乳化剤の疎
水性及び親水性の目安の一つである(Griffin, J.Soc.
Cosmetic Chemists 1, (1950), 311)。一般的に、低い
HLB 、つまり約10未満のHLB を有する物質が良好な油
中水型乳化剤である。
活性の水不溶性液体、つまりいかなる疎水性有機溶剤で
もよい。本発明の目的のためには、沸点が120 〜350 ℃
の範囲にある炭化水素が一般的に使用される。これらの
炭化水素は、石油留分中で優位をなす、飽和の線状もし
くは分枝状パラフィン性炭化水素であることができ、こ
れはまた、ナフテン系の炭化水素の慣用の留分を含んで
いてもよい。しかし、芳香族炭化水素、例えばトルエン
またはキシレン、並びに上記の炭化水素の混合物を油相
として使用することもできる。好ましくは、20重量%
までの割合でナフテン類を含む、飽和のノルマル炭化水
素及びイソパラフィン性炭化水素の混合物を使用する。
この技術の詳細な説明は、例えば、ドイツ特許出願公開
第1 089173 号、米国特許第3,284,393 号及び同第3,62
4,019 号にある。
マーは、ゲル重合法として公知の技術を用いて水溶液中
で重合を行うと得られる。この場合、各コモノマーの各
15〜60重量%濃度溶液を、トロムスドルフ- ノーリッシ
ュ効果を利用して、機械的に攪拌することなく、公知の
適当な触媒を用いて重合する(Bios Final Rep.363,22;
Macromol.Chem.1,169/1947 )。
に、水性ゲルの形であるこの経路で製造された本発明の
コポリマーを水中に直接溶解し、次いでそのまま使用す
ることができる。また、このコポリマーは、公知の乾燥
方法を用いて水を除去することによって固形の形で得、
そして使用時に水中に再溶解することもできる。
は10〜120℃の温度範囲で、大気圧下にまたは過大
気圧下に行われる。この重合は、一般的に、不活性ガス
雰囲気、好ましくは窒素雰囲気下に行われる。
粒子線を用いてあるいは慣用の化学重合開始剤を用いて
開始することができ、後者の化学重合開始剤の例には、
有機系の過酸化物、例えばベンゾイルペルオキシド、te
rt- ブチルヒドロペルオキシド、メチルエチルケトンペ
ルオキシド、クメンヒドロペルオキシド、アゾ化合物、
例えばアゾジイソブチロニトリルまたは2'- アゾビス-
(2-アミジノプロパン)ジヒドロクロライド、並びに無
機系のペルオキソ化合物、例えば(NH4)2S2O8またはK2S2
O8またはH2O2などがあり、これらは単独でまたは還元剤
との組み合わせで使用される。この還元剤の例は、例え
ば亜硫酸水素ナトリウム及び硫酸鉄(III)や、あるいは
還元性成分として脂肪族または芳香族スルフィン酸を含
むレドックスシステムなどがあり、このスルフィン酸と
しては、例えばベンゼンスルフィン酸及びトルエンスル
フィン酸またはこれらの酸の誘導体、例えばスルフィン
酸、アルデヒド及びアミノ化合物のマンニッヒ付加物な
どがある。これに関しては、ドイツ特許(DE-C)第13 01
566 号を参照されたい。一般的に、全モノマー100g
に対し0.03〜2gの重合開始剤が使用される。
て公知のものを少量添加してもよい。この調節剤は、反
応速度/時間プロットを平坦化することによって反応の
進行を調和するものである。それゆえ、これらの調節剤
は反応の再現性を向上させるものであり、よって狭い分
子量分布及び長い鎖長を有する均一な生成物を製造する
ことを可能にする。この種の適当な調節剤の例は、ニト
リロトリスプロピオニルアミドまたはモノアルキルアミ
ン、ジアルキルアミンもしくはトリアルキルアミン、例
えばジブチルアミンである。このような調節剤を本発明
のコポリマーの製造において有利に使用することもでき
る。更に、重合混合物中にレギュレーターを添加するこ
とができ、このレギュレーターは、目標に合わせて連鎖
停止することによって、生ずるポリマーの分子量を調節
するものである。使用できる公知のレギュレーターは、
例えば、メタノール、エタノール、プロパノール、イソ
プロパノール、n-ブタノール及びアミルアルコール等の
アルコール類、ドデシルメルカプタン及びtert- ドデシ
ルメルカプタン等のアルキルメルカプタン類、イソオク
チルチオグリコレート並びにある種のハロゲン化合物、
例えば四塩化炭素、クロロホルム及び塩化メチレンなど
である。
として極めて適してる。このコポリマーは、高温下及び
高電解質濃度下のどちらの場合でも非常に良好な保護コ
ロイド効果を示し、かつ、電解質安定性及びエージング
安定性の点では従来技術のものに匹敵する。加圧された
水を減らす作用並びに調製後及び130 〜200 ℃を超える
全温度範囲にわたるエージング後のレオロジー挙動の点
では、本発明のコポリマーは、米国特許第3,629,101
号、同第4,048,077 号及び同第4,309,523 号から現在公
知のコポリマーよりかなり優れている。
のコポリマーは、0.5 〜40kg/m3 、好ましくは3〜30kg
/m3 の濃度で使用される。粘度を高め及び掘削した地層
をシーリングするために、この水性掘削泥水は主として
ベントナイトを含む。バライト、チョーク及び酸化鉄は
泥水の密度を高めるために使用される。
化鉄はそれぞれ単独でまたは幅広い様々な混合割合で混
合して掘削泥水に添加することができる。上限側での制
限要因は、泥水のレオロジー特性である。
の例を用いて例示する。
水浴を備えた2リットルの容積の重合フラスコに、600m
l のtert- ブタノールを投入し、そしてこの初期導入物
中に77.5gのAMPSを攪拌しながら懸濁させる。次いで、
8.5 リットルのNH3 ガスを導入し、これに次いで7.5 g
のアクリルアミド、7.5 gのN-ビニル-N- ホルムアミド
及び7.5 gのN-ビニルピロリドンを添加する。電熱式水
浴を用いて反応混合物を50℃にまで加熱しながら窒素を
導入し、そして1.0 gのアゾイソブチロニトリルを添加
する。約2時間の誘導時間の後に重合が始まり、反応温
度が70℃にまで上昇しそしてポリマーが析出する。加熱
を80℃で更に2時間続け、この間粘性の懸濁液が生ず
る。生じたポリマーは、吸引濾過、次いで50℃の温度で
減圧下に乾燥することによって単離できる。また、溶剤
は、減圧下に蒸留することによって反応混合物から直接
除去することもできる。このポリマーは軽量の白色粉末
の形で得られ、水中に容易に溶解する。フィッケンチャ
ーのK値は170である。
造できる。
りである。 AM:アクリルアミド VIMA:N-ビニル-N- メチルアセトアミド AMPS:2-アクリルアミド-2- メチルプロパン-3- スルホ
ン酸 なお、上付の数字は以下を意味する。
る。 A:ペルオキソ二硫酸アンモニウム B:ペルオキソ二硫酸アンモニウム+ジブチルアンモニ
ウムクロライド C:アゾイソブチロニトリル inv.本発明による例 comp. 比較例 tert-But. tert- ブタノール
200ml の脱イオン水を投入し、35mlの25%濃度アンモニ
ア水溶液を添加し、次いで77.5gのAMPSを攪拌しながら
導入する。溶液が透明になったら、7.5 gのアクリルア
ミド、7.5 gのN-ビニルホルムアミド及び7.5 gのビニ
ルピロリドンを添加する。この溶液のpHは8.0 である。
10mlの0.5 %濃度ペルオキソ二硫酸アンモニウム水溶液
を添加することによって、23℃の温度で重合を開始す
る。約40分の誘導時間の後に、重合が始まり、温度が42
℃まで上昇し、そして反応混合物が粘性になる。加熱は
80℃で2時間続ける。
K値を有する高粘度の透明溶液が得られ、これは掘削泥
水用添加剤としてもしくはセメントスラリーの添加剤と
して使用するものとしてそのまま供給できる。
ーを合成できる。
アリルジメチルアンモニウムクロライド)を含む。
のKCl を含み及び2.1kg/L の比重量を有する塩水掘削泥
水中で、本発明のコポリマーを公知のコポリマーと比較
する。使用量は各々2.5 重量%である。
を、以下の基準に従い評価する。 a) 130 ℃、150 ℃、170 ℃、185 ℃及び200 ℃の温度
でローラーオーブン中で流体を16時間及び66時間ダイナ
ミックエージングした後、500psi(約35bar)の圧力及び
150 ℃の温度下でのHTHPフィルタープレスに30分かけた
後の流体損失量(fuild loss)。 b) 混合することによって調製した後及び130 ℃、150
℃、170 ℃、185 ℃及び200 ℃の温度でローラーオーブ
ン中で16時間及び66時間ダイナミックエージングした後
に、ファン35回転式粘度計で測定したレオロジー特性
(見掛け粘度[App.Visc.] 、降伏値[YP]、10秒[10"] 及
び10分[10'] 後のゲル強度)。
%の割合のN-ビニルホルムアミド、7.5 重量%の割合の
N-ビニルピロリドン及び7.5 重量%の割合のアクリルア
ミドからなる本発明によるコポリマー。 B) 例2に記載の、85重量%の割合のAMPS、7.5 重量%
の割合のN-ビニルホルムアミド及び7.5 重量%の割合の
N-ビニルピロリドンからなる本発明によるコポリマー。 C) 87.5重量%の割合のAMPS、15重量%の割合のN-ビニ
ルホルムアミド及び7.5重量%の割合のアクリルアミド
からなるコポリマー(比較例14) D) 87.5重量%の割合のAMPS、15重量%の割合のN-ビニ
ルピロリジオン及び7.5重量%の割合のアクリルアミド
からなるコポリマー(比較例13) E) 85重量%の割合のAMPS及び15重量%の割合のNVP か
らなるコポリマー(比較例17) F) 65重量%の割合のAMPS、20重量%の割合のN-ビニル
-N- メチルアセトアミド及び15重量%の割合のアクリル
アミドからなるコポリマー(比較例12) G) 80重量%の割合のAMPS及び20重量%の割合のN-ビニ
ルメチルアセトアミドからなるコポリマー(比較例1
5) H) 75重量%の割合のAMPS、7.5 重量%の割合のN-ビニ
ルホルムアミド、7.5 重量%の割合のN-ビニルピロリド
ン及び10重量%の割合のDADMACからなるコポリマー(比
較例24)
℃の範囲の温度でエージングした後の掘削泥水の均一な
レオロジー特性の点で、本発明によるポリマーA及びB
が、比較例C、D及びE並びに従来技術を代表する公知
ポリマーF及びGよりも優れていることを示している。
流体損失減少添加剤としての作用の点では、本発明のポ
リマーA及びBは、ポリマーF及びGと比較して、かな
り拡張された温度範囲を有する。コモノマーとして追加
的にDADMACを含む比較例Hと比較すると、(比較例Hの
場合は150 ℃を超えると急激に上昇する)HTHPプレス脱
水量及びゲル強度の値から示されるように本発明のポリ
マーA及びBはかなりより高い熱安定性を有する。
トスラリーに添加すると、得られるスラリーはかなり改
善された流動及び硬化特性を有し、かつ低減された脱水
量を示す。
従い製造された本発明のポリマーを、使用するセメント
を基準にして0.l 〜2.0 重量%の量で、標準的な組成の
セメントスラリーに添加する。なお、この標準的な組成
のセメントスラリーとは、例えば“クラスG”深井セメ
ントに準じ、例えば44重量%の割合の水、0.1 〜2.0重
量%の割合の工業的に慣用の深井セメント用の分散剤、
並びに必要に応じて遅延剤または急結剤及び他の添加剤
を含むものである。要求される事柄に依存して、このセ
メントスラリーは、水を用いずに、その代わりに例えば
合成塩水もしくは飽和点に至るまでの様々な密度のNaCl
溶液を用いて混合することによって調製することができ
る。
されたセメントスラリーの品質は、API 規定10に従い評
価する。例えば例7及び22のポリマーを用いた場合
は、有利に低い塑性粘度、低い脱水量及び60〜200 ℃の
温度範囲内で要求に応じて調節できる硬化時間を有する
セメントスラリーが得られる。
CaCl2 溶液( 最大で、1.40g/cm3)、CaBr2 溶液( 最大で
1.71g/cm3)またはCaCl2/CaBr2 溶液( 最大で1.81g/cm3)
が使用され、これらは比較的高い温度でも脱水量を低く
抑えるために必要とされる。19.2重量%の割合のCaBr2
及び15.2重量%の割合のCaCl2 に基づく1.80g/cm3 の密
度を有する塩溶液中でAPI Code 29 に準ずる試験の下、
50g/L の使用量では、例えば例21のポリマーは、20℃
で25cm3 の脱水量、及びそれぞれ17時間100 ℃でもしく
は15時間150 ℃でエージングした後に9.5cm3及び10.5cm
3 の脱水量を示す。
Claims (8)
- 【請求項1】 以下の成分、すなわち A 5〜95重量%の割合の、アクリルアミドプロペニ
ルメチレンスルホン酸もしくはその塩から誘導される二
価の構造単位、 B 1〜45重量%の割合の、開鎖状N-ビニルアミドか
ら誘導される二価の構造単位、 C 1〜45重量%の割合の、環状N-ビニル置換アミド
から誘導される二価の構造単位、及び、必要に応じて D 0〜50重量%の割合の、アクリルアミド、アクリ
ル酸及びアクリロニトリルからなる群から選択される更
に別のコモノマー、 (なお、成分A〜C及び場合によってはDの合計は10
0重量%である)から構成される水溶性コポリマー。 - 【請求項2】 60〜90重量%の割合で成分Aを、5
〜20重量%の割合で成分Bを及び5〜20重量%の割
合で成分Cを含む、請求項1に記載のコポリマー。 - 【請求項3】 50〜90重量%の割合で成分Aを、5
〜20重量%の割合で成分Bを、5〜20重量%の割合
で成分Cを及び5〜20重量%の割合で成分Dを含む、
請求項1に記載のコポリマー。 - 【請求項4】 成分Bが、以下の式2 【化1】 [式中、R1及びR2は両方とも水素であるか、R1及びR2は
両方ともCH3 であるか、あるいはR1はCH3 でありかつR2
が水素である]で表される化合物からなる、請求項1〜
3のいずれか一つに記載のコポリマー。 - 【請求項5】 成分Cが、以下の式3 【化2】 [式中、R3及びR4は、-N-CO-基を含んで、5、6または
7個の原子を有する環を形成し、R3及びR4には炭素原子
のみを含む]で表される化合物からなる、請求項1〜4
のいずれか一つに記載のコポリマー。 - 【請求項6】 成分Cが、以下の式3a 【化3】 で表される構造単位である、請求項5に記載のコポリマ
ー。 - 【請求項7】 請求項1〜6のいずれか一つに記載のコ
ポリマーを、このコポリマーを0.5 〜40kg/m3 の割合で
含む水性掘削泥水中に使用する方法。 - 【請求項8】 請求項1〜6のいずれか一つに記載のコ
ポリマーを、深井戸のセメンテーション用のセメントス
ラリーに使用し、この際このセメントスラリーが、使用
するセメントの量を基準として上記コポリマーを0.1 〜
1重量%の割合で含む方法。
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DE19909231A DE19909231C2 (de) | 1999-03-03 | 1999-03-03 | Wasserlösliche Copolymere auf AMPS-Basis und ihre Verwendung als Bohrhilfsmittel |
DE19909231:1 | 1999-03-03 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2000273125A true JP2000273125A (ja) | 2000-10-03 |
Family
ID=7899520
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2000057525A Pending JP2000273125A (ja) | 1999-03-03 | 2000-03-02 | コポリマー及びこれを掘削用助剤として使用する方法 |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6380137B1 (ja) |
EP (1) | EP1033378B1 (ja) |
JP (1) | JP2000273125A (ja) |
DE (2) | DE19909231C2 (ja) |
ID (1) | ID24997A (ja) |
NO (1) | NO324311B1 (ja) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2011511143A (ja) * | 2008-02-08 | 2011-04-07 | クラリアント・ファイナンス・(ビーブイアイ)・リミテッド | イオン交換によるポリマー類の製造方法 |
JP2017509812A (ja) * | 2013-12-13 | 2017-04-06 | ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピアBasf Se | 石油産出の方法 |
Families Citing this family (50)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE19926355A1 (de) * | 1999-06-10 | 2000-12-14 | Clariant Gmbh | Wasserlösliche Mischpolymere und ihre Verwendung für Exploration und Förderung von Erdöl und Erdgas |
US6476169B1 (en) * | 2000-09-28 | 2002-11-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing subterranean formation water permeability |
DE10059833A1 (de) * | 2000-12-01 | 2002-06-13 | Clariant Gmbh | Fluormodifizierte Kammpolymere auf Basis von Acryloyldimethylaurinsäure |
DE10119338A1 (de) * | 2001-04-20 | 2002-10-24 | Clariant Gmbh | Verwendung von Copolymerisaten auf Basis von Acrylamidoalkylsulfonsäuren als Verdicker in Zubereitungen enthaltend organische Lösemittel |
US6770604B2 (en) | 2002-02-08 | 2004-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | High temperature viscosifying and fluid loss controlling additives for well cements, well cement compositions and methods |
US7741251B2 (en) * | 2002-09-06 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods of stabilizing subterranean formations containing reactive shales |
US7091159B2 (en) | 2002-09-06 | 2006-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for and methods of stabilizing subterranean formations containing clays |
US7220708B2 (en) * | 2003-02-27 | 2007-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid component |
US7098171B2 (en) | 2003-05-13 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Synthetic filtration control polymers for wellbore fluids |
US8278250B2 (en) * | 2003-05-16 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for diverting aqueous fluids in subterranean operations |
US8251141B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US7182136B2 (en) | 2003-07-02 | 2007-02-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing water permeability for acidizing a subterranean formation |
US8631869B2 (en) | 2003-05-16 | 2014-01-21 | Leopoldo Sierra | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments |
US8962535B2 (en) | 2003-05-16 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments |
US7759292B2 (en) | 2003-05-16 | 2010-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing the production of water and stimulating hydrocarbon production from a subterranean formation |
US7117942B2 (en) * | 2004-06-29 | 2006-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
US8091638B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US8181703B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
US20040229756A1 (en) * | 2003-05-16 | 2004-11-18 | Eoff Larry S. | Method for stimulating hydrocarbon production and reducing the production of water from a subterranean formation |
US7196039B2 (en) * | 2003-12-11 | 2007-03-27 | Chevron Philips Chemical Company Lp | Methods of reducing fluid loss in a wellbore servicing fluid |
US7563750B2 (en) * | 2004-01-24 | 2009-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for the diversion of aqueous injection fluids in injection operations |
US7159656B2 (en) | 2004-02-18 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing the permeabilities of horizontal well bore sections |
US7114568B2 (en) * | 2004-04-15 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically modified polymers for a well completion spacer fluid |
US7207387B2 (en) * | 2004-04-15 | 2007-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for use with spacer fluids used in subterranean well bores |
US7216707B2 (en) * | 2004-06-21 | 2007-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved fluid loss characteristics and methods of cementing using such cement compositions |
DE102004035515A1 (de) | 2004-07-22 | 2006-02-16 | Clariant Gmbh | Thermostabiles, wasserlösliches, bei hohen Temperaturen vernetzbares Polymer |
US20080110624A1 (en) * | 2005-07-15 | 2008-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and particulate production in subterranean wells |
DE102005051906A1 (de) * | 2005-10-29 | 2007-05-03 | Basf Construction Polymers Gmbh | Mischpolymer auf Basis olefinischer Sulfonsäuren |
US7441598B2 (en) * | 2005-11-22 | 2008-10-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing unconsolidated subterranean formations |
US7678743B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7678742B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7687438B2 (en) | 2006-09-20 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drill-in fluids and associated methods |
US7730950B2 (en) | 2007-01-19 | 2010-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability |
US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
US7552771B2 (en) * | 2007-11-14 | 2009-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to enhance gas production following a relative-permeability-modifier treatment |
DE102007061969A1 (de) * | 2007-12-21 | 2008-07-17 | Clariant International Limited | Wasserlösliche oder wasserquellbare Polymere auf Basis von Salzen der Acryloyldimethyltaurinsäure oder ihrer Derivate, deren Herstellung und deren Verwendung als Verdicker, Stabilisator und Konsistenzgeber |
US20090253594A1 (en) | 2008-04-04 | 2009-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for placement of sealant in subterranean intervals |
US20110277844A1 (en) * | 2008-11-13 | 2011-11-17 | Musa Osama M | Polymers derived from n-vinyl formamide, vinyl amides or acrylamides, and reaction solvent, and the uses thereof |
US7998910B2 (en) | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
DE102009012455A1 (de) * | 2009-03-12 | 2010-09-23 | Follmann & Co. Gesellschaft Für Chemie-Werkstoffe Und -Verfahrenstechnik Mbh & Co. Kg | Verbesserte Mikrokapseln und ihre Herstellung |
US8420576B2 (en) | 2009-08-10 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically and cationically modified relative permeability modifiers and associated methods |
EP2364773A1 (de) | 2010-03-12 | 2011-09-14 | Follmann & Co. Gesellschaft für Chemie-Werkstoffe und -Verfahrenstechnik mbH & Co. KG | Verbesserte Mikrokapseln und ihre Herstellung |
CN103396778B (zh) * | 2013-06-24 | 2015-05-20 | 西南石油大学 | 水溶性耐温抗盐am/aa/amps/npab聚合物驱油剂及其合成方法 |
US10399902B2 (en) | 2014-02-28 | 2019-09-03 | Tougas Oilfield Solutions Gmbh | Method to reduce the water loss in slurries or solutions used in oil field and gas field operations |
GB2538178B (en) | 2014-03-03 | 2021-07-07 | Halliburton Energy Services Inc | Viscosifier polymer for treatment of a subterranean formation |
US10113098B2 (en) | 2014-12-19 | 2018-10-30 | Halliburton Energy Servives, Inc. | Composition including viscosifier polymer and polyamine viscosity modifier for treatment of subterranean formations |
MX2017004209A (es) | 2014-12-19 | 2017-06-06 | Halliburton Energy Services Inc | Composicion que incluye un polimero viscosificante y modificador de la viscosidad de poliamina para el tratamiento de formaciones subterraneas. |
BR112017014831B1 (pt) | 2015-06-17 | 2022-02-15 | Clariant International Ltd | Processo de produção de polímeros à base de dimetiltaurato de acriloíla, monômeros neutros e monômeros com grupos carboxilato, polímero hidrossolúvel ou intumescível em água, fluido de perfuração e pastas de cimento para a cimentação de perfurações profundas |
WO2016202580A1 (de) | 2015-06-17 | 2016-12-22 | Clariant International Ltd | Verfahren zur herstellung von polymeren auf basis von acryloyldimethyltaurat und neutralen monomeren |
CN108250359A (zh) * | 2016-12-29 | 2018-07-06 | 天津博弘化工有限责任公司 | 抗高盐聚丙烯酰胺驱油剂的制备方法 |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS58502213A (ja) * | 1982-01-11 | 1983-12-22 | カセラ・アクチエンゲゼルシヤフト | 水溶性共重合体、その製造およびその用途 |
Family Cites Families (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE1089173B (de) | 1957-05-31 | 1960-09-15 | Dow Chemical Co | Inverses Emulsionspolymerisations-verfahren zur Herstellung von Polymerisaten und Mischpolymerisaten wasserloeslicher Monomerer |
US3284393A (en) | 1959-11-04 | 1966-11-08 | Dow Chemical Co | Water-in-oil emulsion polymerization process for polymerizing watersoluble monomers |
DE1301566B (de) | 1966-11-30 | 1969-08-21 | Continental Gummi Werke Ag | Verfahren zur Herstellung von hydrolysebestaendigen Polyurethanelastomeren |
US3629101A (en) | 1968-03-02 | 1971-12-21 | Hoechst Ag | Water-base clayey drilling fluids |
US3624019A (en) | 1970-12-15 | 1971-11-30 | Nalco Chemical Co | Process for rapidly dissolving water-soluble polymers |
DE2444108C2 (de) | 1974-09-14 | 1978-01-19 | Hoechst Ag | Wasserbasische tonspuelung fuer tiefbohrungen und verwendung eines mischpolymerisats fuer solche spuelungen |
DE2931897A1 (de) | 1979-08-06 | 1981-02-26 | Cassella Ag | Wasserloesliches copolymerisat und seine herstellung |
DE3144770A1 (de) | 1981-11-11 | 1983-05-19 | Cassella Ag, 6000 Frankfurt | Wasserloesliches copolymerisat, seine herstellung und verwendung |
DE3220503A1 (de) * | 1982-06-01 | 1983-12-01 | Cassella Ag, 6000 Frankfurt | Hochmolekular wasserloesliche copolymerisate, ihre herstellung und verwendung |
DE3245541A1 (de) * | 1982-12-09 | 1984-06-14 | Cassella Ag, 6000 Frankfurt | Wasserloesliche copolymerisate, ihre herstellung und ihre verwendung |
EP0113438B1 (de) | 1982-12-09 | 1989-03-08 | CASSELLA Aktiengesellschaft | Wasserlösliche Copolymerisate, ihre Herstellung und ihre Verwendung |
US4544722A (en) * | 1983-09-09 | 1985-10-01 | Nalco Chemical Company | Water-soluble terpolymers of 2-acrylamido-2-methylpropane-sulfonic acid, sodium salt (AMPS), n-vinylpyrrolidone and acrylonitrile |
DE3338431A1 (de) * | 1983-10-22 | 1985-05-02 | Hoechst Ag, 6230 Frankfurt | Wasserloesliche mischpolymerisate und deren verwendung als dispergatoren fuer feststoffe |
DE3404491A1 (de) * | 1984-02-09 | 1985-08-14 | Wolff Walsrode Ag, 3030 Walsrode | Wasserloesliche polymerisate und deren verwendung als bohrspueladditive |
DE3701600A1 (de) * | 1987-01-21 | 1988-08-04 | Sueddeutsche Kalkstickstoff | Wasserloesliche thermostabile polymerisate |
US5260391A (en) * | 1987-03-23 | 1993-11-09 | Michael Stephens | Tetrapolymerization product of 2-acrylamido-2-methyl propane sulfonic acid/associated salts, n-vinyl pyrrolidone, acrylamide, and acrylic acid/associated salts |
US4931489A (en) * | 1988-05-19 | 1990-06-05 | Basf Corporation | Fluid loss control additives for oil well cementing compositions |
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 |
DE4034642A1 (de) | 1990-10-31 | 1992-05-07 | Hoechst Ag | Wasserloesliche mischpolymerisate und deren verwendung |
DE4336310A1 (de) * | 1993-10-25 | 1995-04-27 | Wolff Walsrode Ag | Wasserlösliche Polymerisate und deren Verwendung als Bohrspüladditive |
US6136950A (en) | 1997-09-23 | 2000-10-24 | Mbt Holding Ag | Highly efficient cement dispersants |
-
1999
- 1999-03-03 DE DE19909231A patent/DE19909231C2/de not_active Expired - Fee Related
-
2000
- 2000-01-20 ID IDP20000038D patent/ID24997A/id unknown
- 2000-02-18 EP EP00103300A patent/EP1033378B1/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-02-18 DE DE50002697T patent/DE50002697D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-03-02 US US09/517,487 patent/US6380137B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-03-02 NO NO20001079A patent/NO324311B1/no not_active IP Right Cessation
- 2000-03-02 JP JP2000057525A patent/JP2000273125A/ja active Pending
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS58502213A (ja) * | 1982-01-11 | 1983-12-22 | カセラ・アクチエンゲゼルシヤフト | 水溶性共重合体、その製造およびその用途 |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP2011511143A (ja) * | 2008-02-08 | 2011-04-07 | クラリアント・ファイナンス・(ビーブイアイ)・リミテッド | イオン交換によるポリマー類の製造方法 |
JP2017509812A (ja) * | 2013-12-13 | 2017-04-06 | ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピアBasf Se | 石油産出の方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP1033378B1 (de) | 2003-07-02 |
US6380137B1 (en) | 2002-04-30 |
NO324311B1 (no) | 2007-09-24 |
DE50002697D1 (de) | 2003-08-07 |
NO20001079L (no) | 2000-09-04 |
ID24997A (id) | 2000-09-07 |
NO20001079D0 (no) | 2000-03-02 |
DE19909231C2 (de) | 2001-04-19 |
EP1033378A1 (de) | 2000-09-06 |
DE19909231A1 (de) | 2000-09-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP2000273125A (ja) | コポリマー及びこれを掘削用助剤として使用する方法 | |
US5510436A (en) | Water-soluble copolymers useful in drilling fluids | |
US6395853B1 (en) | Water-soluble copolymers and their use for exploration and production of petroleum and natural gas | |
US7696304B2 (en) | Thermally stable water-soluble polymer which is crosslinkable at high temperatures | |
JP2019501988A (ja) | アクリロイル部およびラクタム部を有するモノマーおよびスルホン酸/スルホネートコモノマー由来の架橋化ポリマー、その組成物およびその応用 | |
EP0137412B1 (en) | Composition and method of preparation of novel aqueous drilling fluid additives | |
US4471097A (en) | Water soluble copolymers containing vinyl imidazole as drilling fluid additives | |
CA2311654C (en) | Well cementing aids | |
US20070100102A1 (en) | Copolymer based on olefinic sulphonic acids | |
CN108235706B (zh) | 基于丙烯酰基二甲基牛磺酸酯、中性单体和具有羧酸根基团的单体的聚合物的制备方法 | |
WO2012061147A1 (en) | Salt-tolerant, thermally-stable rheology modifiers | |
CN101805595A (zh) | 一种钻井液降失水剂的合成方法 | |
US5270382A (en) | Compositions and applications thereof of water-soluble copolymers comprising an ampholytic imidazolium inner salt | |
US20110263465A1 (en) | Use Of Vinyl Phosphonic Acid For Producing Biodegradable Mixed Polymers And The Use Thereof For Exploring And Extracting Petroleum And Natural Gas | |
JPS63258911A (ja) | 熱安定性重合体、その製法、これよりなる保留剤及び流動性低減添加剤 | |
US10399902B2 (en) | Method to reduce the water loss in slurries or solutions used in oil field and gas field operations | |
JPS6330351B2 (ja) | ||
CN115746197A (zh) | 一种油基钻井液用双交联聚合物微球封堵剂及其制备方法 | |
CA2332322A1 (en) | Drilling mud conditionning agent | |
JPH07179530A (ja) | 水溶性重合体及びそのドリル液添加剤としての使用 | |
JPS5938277A (ja) | 掘削泥水調整剤 | |
MXPA00005119A (en) | Cementation auxiliary agent |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20070301 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20091008 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20091110 |
|
A02 | Decision of refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02 Effective date: 20100406 |
|
RD04 | Notification of resignation of power of attorney |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424 Effective date: 20100518 |