JPS6111989B2 - - Google Patents
Info
- Publication number
- JPS6111989B2 JPS6111989B2 JP14758482A JP14758482A JPS6111989B2 JP S6111989 B2 JPS6111989 B2 JP S6111989B2 JP 14758482 A JP14758482 A JP 14758482A JP 14758482 A JP14758482 A JP 14758482A JP S6111989 B2 JPS6111989 B2 JP S6111989B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- water
- polymerization
- parts
- soluble acrylic
- aqueous solution
- 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.)
- Expired
Links
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 43
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 18
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 16
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 claims description 16
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 8
- 238000010528 free radical solution polymerization reaction Methods 0.000 claims description 7
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims description 6
- 239000000470 constituent Substances 0.000 claims description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 13
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 7
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 7
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 3
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 3
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 3
- QJZYHAIUNVAGQP-UHFFFAOYSA-N 3-nitrobicyclo[2.2.1]hept-5-ene-2,3-dicarboxylic acid Chemical class C1C2C=CC1C(C(=O)O)C2(C(O)=O)[N+]([O-])=O QJZYHAIUNVAGQP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940048053 acrylate Drugs 0.000 description 2
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 2
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 description 2
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 239000003505 polymerization initiator Substances 0.000 description 2
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 2
- SONHXMAHPHADTF-UHFFFAOYSA-M sodium;2-methylprop-2-enoate Chemical compound [Na+].CC(=C)C([O-])=O SONHXMAHPHADTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 150000003458 sulfonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 229920001864 tannin Chemical class 0.000 description 2
- 239000001648 tannin Chemical class 0.000 description 2
- 235000018553 tannin Nutrition 0.000 description 2
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical group C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- -1 acrylic acid hydroxyalkyl ester Chemical class 0.000 description 1
- 125000000751 azo group Chemical group [*]N=N[*] 0.000 description 1
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000003292 diminished effect Effects 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 150000001451 organic peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L persulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])OOS(=O)(=O)[O-] JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920001495 poly(sodium acrylate) polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000012966 redox initiator Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M sodium polyacrylate Chemical compound [Na+].[O-]C(=O)C=C NNMHYFLPFNGQFZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000007785 strong electrolyte Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N tert‐butyl hydroperoxide Chemical compound CC(C)(C)OO CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Landscapes
- Piles And Underground Anchors (AREA)
Description
本発明は、土木工事の基礎工事、石油井戸のボ
ーリング等の、地盤を深く掘削する場合に使用さ
れる安定液用の泥水調整剤に関するものである。 石油や天然ガスそれに鉱山における探鉱用掘削
において、掘削坑井内を安定に維持して安全かつ
迅速に目的深度まで掘削を行なうためには通常泥
水が用いられる。一般的に使用されている泥水は
水をベースとした泥水であり、原則的には水−ベ
ントナイト懸濁液を主体としている。 坑井内にある泥水は、砂層のような浸透性のあ
る地層面においては、その表面が一種のろ過器と
なり、泥水柱圧力と地層圧力との差圧によつて泥
水中の水分が地層中に失われ流動特性の悪化を来
して掘削が困難となる。 このような脱水を減少させ、泥水の流動特性を
維持するための調整剤として、従来ベントナイ
ト、フミン酸誘導体、リグニンスルホン酸誘導
体、タンニン誘導体等が用いられている。また、
特開昭55−104383号、特公昭55−4792号、特開昭
57−23672号等にみられるような水溶性高分子物
質が泥水調整剤として検討されている。しかしな
がら、これらの調整剤はいずれも耐熱性および耐
塩性に乏しいという欠点を有している。そのため
これらの調整剤は、掘削深度の大きい油井中や地
熱開発用の坑井等のような高温下で使用される場
合には効果が充分でなく、また最近盛んに用いら
れるようになつてきたKClを多く含む泥水や海水
泥水に対しても効果が不充分である。 本発明者は、従来の泥水調整剤の有する種々の
問題点を解決すべく研究を重ねた結果、耐熱性、
耐塩性にも優れた泥水調整剤を開発するに至つ
た。 即ち本発明は、平均重合度10〜1000のアクリル
系水溶性重合体()100重量部の存在下で水溶
性アクリル系単量体()10〜1000重量部を水溶
液重合して得られる水溶性アクリル系重合反応混
合物()からなり、該水溶性アクリル系重合反
応混合物()の全構成単位中で、水溶性アクリ
ル酸塩の占める割合が40モル%以上であり、かつ
該水溶性アクリル系重合反応混合物()の5重
量%水溶液粘度が25℃で50cps以上(ブルツクフ
イールド粘度計使用)である掘削泥水調整剤に関
するものである。 本発明で用いられるアクリル系水溶性重合体
()としては、例えばアクリル酸、メタクリル
酸およびこれらのナトリウム塩、カリウム塩ある
いはアンモニウム塩、アクリルアミド、メタクリ
ルアミド等の単独あるいは共重合体、ポリアクリ
ロニトリルの加水分解物などを挙げることがで
き、これらの重合体のうち平均重合度10〜1000の
ものの1種又は2種以上から使用される。平均重
合度10未満の重合体を使用したのでは本発明の目
的とする優れた性能を有する掘削泥水調整剤は得
られない。また平均重合度1000以上の重合体の存
在下に水溶液重合を行なうと、反応系全体がゲル
化し易く、取り扱いが非常に困難となる。 水溶性アクリル系単量体()としては、例え
ばアクリル酸、メタクリル酸およびこれらのナト
リウム塩、カリウム塩あるいはアンモニウム塩、
アクリルアミド、メタクリルアミド等を挙げるこ
とができ、これらの単量体の1種または2種以上
の混合物が用いられる。またこれらの単量体の一
部を、得られるアクリル系重合反応混合物が水溶
性を保つ範囲内でアクリロニトリル、アクリル酸
アルキルエステル、アクリル酸ヒドロキシアルキ
ルエステル等で置き換えることもできる。 アクリル系水溶性重合体()と水溶性アクリ
ル系単量体()との比率は、前者100重量部に
対して後者10〜1000重量部の範囲である。この比
率の範囲をはずれると、本発明の優れた性能の掘
削泥水調整剤とならない。 アクリル系水溶性重合体()の存在下で水溶
性アクリル系単量体()を水溶液重合させるに
際して、重合開始剤としては通常の水溶液重合を
用いられるものが使用できる。例えば過硫酸アン
モニウムや過硫酸カリウム等の過硫酸塩、t−ブ
チルヒドロペルオキシド等の有機過酸化物、アゾ
系化合物あるいは過酸化水素等を用いることがで
きる。また、酸化剤と還元剤とを併用するレドツ
クス系開始剤、紫外線・X線・γ線等の高エネル
ギー波も利用できる。重合温度は、用いられる重
合開始剤に対応して0〜100℃の広い範囲が適宜
選択される。重合反応系の固形分濃度は、得られ
る水溶性アクリル系重合反応混合物()水溶液
の取扱い易さおよび生産性の点から、重合反応終
了時に10〜50重量%となることが好ましい。 このようにして得られた水溶性アクリル系重合
反応混合物()は、掘削泥水調整剤として優れ
た耐熱性、耐塩性を発揮する。 水溶液重合により得られた水溶性アクリル系重
合反応混合物()の水溶液は、そのまま掘削泥
水調整に用いることができる。また、乾燥後、適
宜粉砕して粉末あるいは粒状としてもよい。この
ような粉末あるいは粒状品は、使用に際して容易
に水に再溶解する。 尚、水溶性アクリル系重合反応混合物()の
全構成単位中で、水溶性アクリル酸塩の占める割
合が40モル%以上であることが、性能のバランス
の優れた掘削泥水調整剤を得るために必要であ
る。 更に、水溶性アクリル系重合反応混合物()
の5重量%水力液粘度が25℃で50cps以上(ブル
ツクフイールド粘度計使用)となるように分子量
を調節したものは、掘削泥水調整剤を水溶液とし
たときの作業性に優れ、取扱いが容易となる。 本発明の掘削泥水調整剤が、なぜ優れた耐熱
性、耐熱性を有するかは明らかではない。しかし
ながら、単に水溶性アクリル系単量体を水溶液重
合して得た重合体に比べ、その耐熱性、耐塩性は
はるかに優れているものである。 尚、本発明の掘削泥水調整剤を使用するに当つ
て、その優れた作用効果を減少させない程度で従
来公知のベントナイト、フミン酸誘導体、リグニ
ンスルホン酸誘導体、タンニン誘導体等の調整剤
を併用することができる。 以下、実施例を挙げて本発明を具体的に説明す
るが、本発明は、これら実施例に限定されるもの
ではない。 なお、泥水試験はAPI(米国石油協会)の方法
に従い、粘度計はVGメーターを使用した。また
例中の部は重量部を、%は重量%を表わすものと
する。 実施例 1 平均重合度50のポリアクリル酸ソーダ50部、ア
クリル酸ソーダ25部、アクリル酸25部、水300部
および過硫酸アンモニウム0.2部を撹拌機付きの
重合容器に仕込み、70℃に昇温した。約30分で重
合機による発熱ピークの85℃に達し、その後、更
に1時間重合を続けた。 得られた水溶性アクリル系重合反応混合物(以
下、重合体(1)という。)は25℃における5%水溶
液粘度が120cpsであつた。 実施例 2 平均重合度20のポリアクリル酸アンモニウム30
部、アクリルアミド30部、アクリル酸ソーダ40
部、水300部および過硫酸アンモニウム0.2部を重
合容器に仕込み、実施例1と同様にして重合し
た。 得られた水溶性アクリル系重合反応混合物(以
下、重合体(2)という。)は、25℃における5%水
溶液粘度が210cpsであつた。 実施例 3 平均重合度45のポリアクリルアミド40部、メタ
クリル酸ソーダ20部、アクリル酸ソーダ40部、水
300部および過硫酸アンモニウム0.25部を重合容
器に仕込み、実施例1と同様にして重合した。 得られた水溶性アクリル系重合反応混合物(以
下、重合体(3)という。)は、25℃における5%水
溶液粘度が160cpsであつた。 実施例 4 平均重合度20のポリアクリルアミド20部、平均
重合度50のメタクリル酸ソーダ30部、アクリル酸
ソーダ50部、水250部および過硫酸アンモニウム
0.2部を重合容器に仕込み実施例1と同様にして
重合した。 得られた水溶性アクリル系重合反応混合物(以
下、重合体(4)という。)は、25℃における5%水
溶液粘度が300cpsであつた。 比較例 1 アクリル酸25部、アクリル酸ソーダ25部、水
150部および過硫酸アンモニウム0.1部を重合容器
に仕込み、70℃に加熱して重合を開始させた。約
30分で発熱ピークが90℃に達し、その後1時間重
合を続けた。 得られた水溶性アクリル系重合体(以下、比較
重合体(1)という。)は、25℃における5%水溶液
粘度が135cpsであつた。 比較例 2 アクリルアミド20部、アクリル酸ソーダ30部、
水150部および過硫酸アンモニウム0.07部を重合
容器に仕込み、比較例1と同様にして重合した。 得られた水溶性アクリル系重合体(以下、比較
重合体(2)という。)は、25℃における5%水溶液
粘度が190cpsであつた。 実施例 5 実施例1〜3並びに比較例1および2でそれぞ
れ得た各重合体を掘削泥水調整剤として用いて第
1表に示した各泥水を得た。
ーリング等の、地盤を深く掘削する場合に使用さ
れる安定液用の泥水調整剤に関するものである。 石油や天然ガスそれに鉱山における探鉱用掘削
において、掘削坑井内を安定に維持して安全かつ
迅速に目的深度まで掘削を行なうためには通常泥
水が用いられる。一般的に使用されている泥水は
水をベースとした泥水であり、原則的には水−ベ
ントナイト懸濁液を主体としている。 坑井内にある泥水は、砂層のような浸透性のあ
る地層面においては、その表面が一種のろ過器と
なり、泥水柱圧力と地層圧力との差圧によつて泥
水中の水分が地層中に失われ流動特性の悪化を来
して掘削が困難となる。 このような脱水を減少させ、泥水の流動特性を
維持するための調整剤として、従来ベントナイ
ト、フミン酸誘導体、リグニンスルホン酸誘導
体、タンニン誘導体等が用いられている。また、
特開昭55−104383号、特公昭55−4792号、特開昭
57−23672号等にみられるような水溶性高分子物
質が泥水調整剤として検討されている。しかしな
がら、これらの調整剤はいずれも耐熱性および耐
塩性に乏しいという欠点を有している。そのため
これらの調整剤は、掘削深度の大きい油井中や地
熱開発用の坑井等のような高温下で使用される場
合には効果が充分でなく、また最近盛んに用いら
れるようになつてきたKClを多く含む泥水や海水
泥水に対しても効果が不充分である。 本発明者は、従来の泥水調整剤の有する種々の
問題点を解決すべく研究を重ねた結果、耐熱性、
耐塩性にも優れた泥水調整剤を開発するに至つ
た。 即ち本発明は、平均重合度10〜1000のアクリル
系水溶性重合体()100重量部の存在下で水溶
性アクリル系単量体()10〜1000重量部を水溶
液重合して得られる水溶性アクリル系重合反応混
合物()からなり、該水溶性アクリル系重合反
応混合物()の全構成単位中で、水溶性アクリ
ル酸塩の占める割合が40モル%以上であり、かつ
該水溶性アクリル系重合反応混合物()の5重
量%水溶液粘度が25℃で50cps以上(ブルツクフ
イールド粘度計使用)である掘削泥水調整剤に関
するものである。 本発明で用いられるアクリル系水溶性重合体
()としては、例えばアクリル酸、メタクリル
酸およびこれらのナトリウム塩、カリウム塩ある
いはアンモニウム塩、アクリルアミド、メタクリ
ルアミド等の単独あるいは共重合体、ポリアクリ
ロニトリルの加水分解物などを挙げることがで
き、これらの重合体のうち平均重合度10〜1000の
ものの1種又は2種以上から使用される。平均重
合度10未満の重合体を使用したのでは本発明の目
的とする優れた性能を有する掘削泥水調整剤は得
られない。また平均重合度1000以上の重合体の存
在下に水溶液重合を行なうと、反応系全体がゲル
化し易く、取り扱いが非常に困難となる。 水溶性アクリル系単量体()としては、例え
ばアクリル酸、メタクリル酸およびこれらのナト
リウム塩、カリウム塩あるいはアンモニウム塩、
アクリルアミド、メタクリルアミド等を挙げるこ
とができ、これらの単量体の1種または2種以上
の混合物が用いられる。またこれらの単量体の一
部を、得られるアクリル系重合反応混合物が水溶
性を保つ範囲内でアクリロニトリル、アクリル酸
アルキルエステル、アクリル酸ヒドロキシアルキ
ルエステル等で置き換えることもできる。 アクリル系水溶性重合体()と水溶性アクリ
ル系単量体()との比率は、前者100重量部に
対して後者10〜1000重量部の範囲である。この比
率の範囲をはずれると、本発明の優れた性能の掘
削泥水調整剤とならない。 アクリル系水溶性重合体()の存在下で水溶
性アクリル系単量体()を水溶液重合させるに
際して、重合開始剤としては通常の水溶液重合を
用いられるものが使用できる。例えば過硫酸アン
モニウムや過硫酸カリウム等の過硫酸塩、t−ブ
チルヒドロペルオキシド等の有機過酸化物、アゾ
系化合物あるいは過酸化水素等を用いることがで
きる。また、酸化剤と還元剤とを併用するレドツ
クス系開始剤、紫外線・X線・γ線等の高エネル
ギー波も利用できる。重合温度は、用いられる重
合開始剤に対応して0〜100℃の広い範囲が適宜
選択される。重合反応系の固形分濃度は、得られ
る水溶性アクリル系重合反応混合物()水溶液
の取扱い易さおよび生産性の点から、重合反応終
了時に10〜50重量%となることが好ましい。 このようにして得られた水溶性アクリル系重合
反応混合物()は、掘削泥水調整剤として優れ
た耐熱性、耐塩性を発揮する。 水溶液重合により得られた水溶性アクリル系重
合反応混合物()の水溶液は、そのまま掘削泥
水調整に用いることができる。また、乾燥後、適
宜粉砕して粉末あるいは粒状としてもよい。この
ような粉末あるいは粒状品は、使用に際して容易
に水に再溶解する。 尚、水溶性アクリル系重合反応混合物()の
全構成単位中で、水溶性アクリル酸塩の占める割
合が40モル%以上であることが、性能のバランス
の優れた掘削泥水調整剤を得るために必要であ
る。 更に、水溶性アクリル系重合反応混合物()
の5重量%水力液粘度が25℃で50cps以上(ブル
ツクフイールド粘度計使用)となるように分子量
を調節したものは、掘削泥水調整剤を水溶液とし
たときの作業性に優れ、取扱いが容易となる。 本発明の掘削泥水調整剤が、なぜ優れた耐熱
性、耐熱性を有するかは明らかではない。しかし
ながら、単に水溶性アクリル系単量体を水溶液重
合して得た重合体に比べ、その耐熱性、耐塩性は
はるかに優れているものである。 尚、本発明の掘削泥水調整剤を使用するに当つ
て、その優れた作用効果を減少させない程度で従
来公知のベントナイト、フミン酸誘導体、リグニ
ンスルホン酸誘導体、タンニン誘導体等の調整剤
を併用することができる。 以下、実施例を挙げて本発明を具体的に説明す
るが、本発明は、これら実施例に限定されるもの
ではない。 なお、泥水試験はAPI(米国石油協会)の方法
に従い、粘度計はVGメーターを使用した。また
例中の部は重量部を、%は重量%を表わすものと
する。 実施例 1 平均重合度50のポリアクリル酸ソーダ50部、ア
クリル酸ソーダ25部、アクリル酸25部、水300部
および過硫酸アンモニウム0.2部を撹拌機付きの
重合容器に仕込み、70℃に昇温した。約30分で重
合機による発熱ピークの85℃に達し、その後、更
に1時間重合を続けた。 得られた水溶性アクリル系重合反応混合物(以
下、重合体(1)という。)は25℃における5%水溶
液粘度が120cpsであつた。 実施例 2 平均重合度20のポリアクリル酸アンモニウム30
部、アクリルアミド30部、アクリル酸ソーダ40
部、水300部および過硫酸アンモニウム0.2部を重
合容器に仕込み、実施例1と同様にして重合し
た。 得られた水溶性アクリル系重合反応混合物(以
下、重合体(2)という。)は、25℃における5%水
溶液粘度が210cpsであつた。 実施例 3 平均重合度45のポリアクリルアミド40部、メタ
クリル酸ソーダ20部、アクリル酸ソーダ40部、水
300部および過硫酸アンモニウム0.25部を重合容
器に仕込み、実施例1と同様にして重合した。 得られた水溶性アクリル系重合反応混合物(以
下、重合体(3)という。)は、25℃における5%水
溶液粘度が160cpsであつた。 実施例 4 平均重合度20のポリアクリルアミド20部、平均
重合度50のメタクリル酸ソーダ30部、アクリル酸
ソーダ50部、水250部および過硫酸アンモニウム
0.2部を重合容器に仕込み実施例1と同様にして
重合した。 得られた水溶性アクリル系重合反応混合物(以
下、重合体(4)という。)は、25℃における5%水
溶液粘度が300cpsであつた。 比較例 1 アクリル酸25部、アクリル酸ソーダ25部、水
150部および過硫酸アンモニウム0.1部を重合容器
に仕込み、70℃に加熱して重合を開始させた。約
30分で発熱ピークが90℃に達し、その後1時間重
合を続けた。 得られた水溶性アクリル系重合体(以下、比較
重合体(1)という。)は、25℃における5%水溶液
粘度が135cpsであつた。 比較例 2 アクリルアミド20部、アクリル酸ソーダ30部、
水150部および過硫酸アンモニウム0.07部を重合
容器に仕込み、比較例1と同様にして重合した。 得られた水溶性アクリル系重合体(以下、比較
重合体(2)という。)は、25℃における5%水溶液
粘度が190cpsであつた。 実施例 5 実施例1〜3並びに比較例1および2でそれぞ
れ得た各重合体を掘削泥水調整剤として用いて第
1表に示した各泥水を得た。
【表】
このようにして得た各泥水を用い、APIの方法
に従つて見掛粘度、プラスチツク粘度、イールド
値、ゲルストレングスおよび脱水量を測定した。
結果を第2表および第3表に示した。
に従つて見掛粘度、プラスチツク粘度、イールド
値、ゲルストレングスおよび脱水量を測定した。
結果を第2表および第3表に示した。
【表】
【表】
【表】
第2表および第3表より明らかなように、通常
の重合方法によつて得られる重合体(比較重合体
(1)および(2))を添加した泥水は、比較的少ない脱
水量を示したがKClのような強電解質が共存する
と大きな脱水量を示した。これに対して、本発明
の掘削泥水調整剤を添加した泥水は耐塩性に優
れ、KCl共存下でも少ない脱水量を示した。 また180℃で6時間オートクレーブ中で加熱し
た泥水を用いた場合にもその脱水量にはほとんど
変化はみられず、本発明の掘削泥水調整剤が熱に
対しても安全であることがわかる。
の重合方法によつて得られる重合体(比較重合体
(1)および(2))を添加した泥水は、比較的少ない脱
水量を示したがKClのような強電解質が共存する
と大きな脱水量を示した。これに対して、本発明
の掘削泥水調整剤を添加した泥水は耐塩性に優
れ、KCl共存下でも少ない脱水量を示した。 また180℃で6時間オートクレーブ中で加熱し
た泥水を用いた場合にもその脱水量にはほとんど
変化はみられず、本発明の掘削泥水調整剤が熱に
対しても安全であることがわかる。
Claims (1)
- 1 平均重合度10〜1000のアクリル系水溶性重合
体()100重量部の存在下で水溶性アクリル系
単量体()10〜1000重量部を水溶液重合して得
られる水溶性アクリル系重合反応混合物()か
らなり、該水溶性アクリル系重合反応混合物
()の全構成単位中で、水溶性アクリル酸塩の
占める割合が40モル%以上であり、かつ該水溶性
アクリル系重合反応混合物()の5重量%水溶
液粘度が25℃で50cps以上(ブルツクフイールド
粘度計使用)である掘削泥水調整剤。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP14758482A JPS5938277A (ja) | 1982-08-27 | 1982-08-27 | 掘削泥水調整剤 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP14758482A JPS5938277A (ja) | 1982-08-27 | 1982-08-27 | 掘削泥水調整剤 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JPS5938277A JPS5938277A (ja) | 1984-03-02 |
JPS6111989B2 true JPS6111989B2 (ja) | 1986-04-05 |
Family
ID=15433648
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP14758482A Granted JPS5938277A (ja) | 1982-08-27 | 1982-08-27 | 掘削泥水調整剤 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JPS5938277A (ja) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS6322919A (ja) * | 1986-07-16 | 1988-01-30 | Shimizu Constr Co Ltd | 場所打ちコンクリ−ト杭の施工方法 |
WO1993013182A1 (en) * | 1987-11-16 | 1993-07-08 | Yoshio Iizuka | Composition suited as additive for excavation stabilizing fluid, stabilizing fluid, and excavation technique |
-
1982
- 1982-08-27 JP JP14758482A patent/JPS5938277A/ja active Granted
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JPS5938277A (ja) | 1984-03-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6030928A (en) | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources | |
US5382371A (en) | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources | |
EP0156030B1 (en) | Aqueous drilling fluid | |
US4951921A (en) | Polymers useful in the recovery and processing of natural resources | |
US4293427A (en) | Drilling fluid containing a copolymer filtration control agent | |
RU2160759C2 (ru) | Водный буровой или коллекторный раствор, способ бурения ствола скважины (варианты) | |
US5358051A (en) | Method of water control with hydroxy unsaturated carbonyls | |
US4644020A (en) | Production of high molecular weight vinyl lactam polymers and copolymers | |
CA2920932C (en) | Cationic copolymer and use thereof in lost circulation additive | |
EP0137412B1 (en) | Composition and method of preparation of novel aqueous drilling fluid additives | |
CA1072315A (en) | Aqueous clay base mud for deep drilling | |
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 | |
WO2012061147A1 (en) | Salt-tolerant, thermally-stable rheology modifiers | |
US4439332A (en) | Stable emulsion copolymers of acrylamide and ammonium acrylate for use in enhanced oil recovery | |
US5829527A (en) | Compositions and applications thereof of water-soluble copolymers comprising an ampholytic imidazolium inner salt | |
US6436878B1 (en) | Rheology stabilizer for high-temperature high-pressure high-mineralized degree drilling fluids | |
US4637467A (en) | Permeability contrast correction | |
Chen | Polyacrylamide and its derivatives for oil recovery | |
JPH0657245A (ja) | 水性循環掘削流体 | |
US4309329A (en) | Aqueous drilling fluid additive | |
JPS6111989B2 (ja) | ||
JPH0553164B2 (ja) | ||
JPS6330351B2 (ja) | ||
CN110105940A (zh) | 一种油田化学采油用多元共聚物弹性颗粒调剖剂 | |
EP0008153B1 (en) | Process for recovering oil from subterranean oil-bearing formations and an emulsion useful therein |