[go: up one dir, main page]

CN103827250A - 降滤失剂及其制备方法和用途 - Google Patents

降滤失剂及其制备方法和用途 Download PDF

Info

Publication number
CN103827250A
CN103827250A CN201280045780.0A CN201280045780A CN103827250A CN 103827250 A CN103827250 A CN 103827250A CN 201280045780 A CN201280045780 A CN 201280045780A CN 103827250 A CN103827250 A CN 103827250A
Authority
CN
China
Prior art keywords
fluid
oil
fatty acids
functional polymer
aforementioned
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
CN201280045780.0A
Other languages
English (en)
Other versions
CN103827250B (zh
Inventor
J·R·哈里斯
F·E·埃文斯
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.)
Chevron Phillips Chemical Co LLC
Chevron Phillips Chemical Co LP
Original Assignee
Chevron Phillips Chemical Co LLC
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
Priority claimed from US13/248,715 external-priority patent/US8575072B2/en
Application filed by Chevron Phillips Chemical Co LLC filed Critical Chevron Phillips Chemical Co LLC
Publication of CN103827250A publication Critical patent/CN103827250A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN103827250B publication Critical patent/CN103827250B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

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
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/34—Organic liquids
    • 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
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08G—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
    • C08G61/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming a carbon-to-carbon link in the main chain of the macromolecule
    • C08G61/02—Macromolecular compounds containing only carbon atoms in the main chain of the macromolecule, e.g. polyxylylenes
    • 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
    • C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
    • C09K8/36—Water-in-oil emulsions
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/64—Oil-based compositions
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08G—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
    • C08G2261/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming a carbon-to-carbon link in the main chain of the macromolecule
    • C08G2261/10—Definition of the polymer structure
    • C08G2261/12—Copolymers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08G—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
    • C08G2261/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming a carbon-to-carbon link in the main chain of the macromolecule
    • C08G2261/30—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain
    • C08G2261/32—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain incorporating heteroaromatic structural elements in the main chain
    • C08G2261/322—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain incorporating heteroaromatic structural elements in the main chain non-condensed
    • C08G2261/3222—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain incorporating heteroaromatic structural elements in the main chain non-condensed containing one or more oxygen atoms as the only heteroatom, e.g. furan
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08G—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
    • C08G2261/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming a carbon-to-carbon link in the main chain of the macromolecule
    • C08G2261/30—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain
    • C08G2261/33—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain incorporating non-aromatic structural elements in the main chain
    • C08G2261/332—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain incorporating non-aromatic structural elements in the main chain containing only carbon atoms
    • C08G2261/3327—Monomer units or repeat units incorporating structural elements in the main chain incorporating non-aromatic structural elements in the main chain containing only carbon atoms alkene-based
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08G—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED OTHERWISE THAN BY REACTIONS ONLY INVOLVING UNSATURATED CARBON-TO-CARBON BONDS
    • C08G2261/00—Macromolecular compounds obtained by reactions forming a carbon-to-carbon link in the main chain of the macromolecule
    • C08G2261/70—Post-treatment
    • C08G2261/72—Derivatisation
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/14—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor using liquids and gases, e.g. foams

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)

Abstract

一种非水井眼维护流体，其包含降滤失剂，其中降滤失剂包含(i)官能聚合物和(ii)低聚脂肪酸的反应产物。一种实施油田作业的方法，包括在井底放置非水井眼维护流体，其中所述非水井眼维护流体包含降滤失剂，所述降滤失剂包含(i)官能聚合物和(ii)低聚脂肪酸的反应产物。

Description

降滤失剂及其制备方法和用途
发明领域
本发明涉及井眼维护流体，更具体的说，本发明涉及非水井眼维护流体。
背景
天然资源如天然气、水和原油的地下沉积物通常通过钻井眼以开采包含这种沉积物的地下岩层或区域进行回收。各种流体应用于钻井眼和准备井眼和相邻的地下岩层中，以从中回收材料。例如，钻孔流体或泥浆通常在钻井时循环通过井眼来冷却钻头、在钻井过程中将沉积物保持限于它们各自的岩层和将钻屑带到地表。
从地下岩层回收天然资源的一个挑战是这些沉积物存在的岩层的渗透性。尤其因为渗透性区域的存在，至少一部分在井眼维护作业期间引入地下岩层的流体可能损失到岩层的可渗透性区域。这些井眼维护流体向地下岩层的损失可能提出各种各样的挑战，例如替换损失的井眼维护流体的花费；井眼维护液体对井眼周围岩层的影响；以及井眼中少于工艺要求的液体量的存在带来的潜在的功能损失。因此，对减少井眼维护流体到周围岩层中的损失的材料存在持续的需求。
概述
本文公开的是一种非水井眼维护流体，其包括降滤失剂，其中该降滤失剂包括(i)官能聚合物和(ii)低聚脂肪酸的反应产物。
本文还公开了一种进行油田作业的方法，包括在井下放置非水井眼维护流体，其中该非水井眼维护流体包括降滤失剂，该降滤失剂包括(i)官能聚合物和(ii)低聚脂肪酸的反应产物。
详述
本文公开了一种井眼维护流体，其包括降滤失剂(FLA)，其中该降滤失剂包括(i)低聚脂肪酸和(ii)官能聚合物的反应产物。如本文所用的，“井眼维护流体”(WSF)指的是这样的流体，其可用于准备井眼或者被井眼钻入的地下岩层，以从岩层回收材料、用于将材料沉积入岩层中或者二者都有。因此，WSF可用作例如钻井液、修井液、压裂液或者清扫液。在一种实施方式中，WSF是钻井液，例如，非水钻井液。应当理解，“地下岩层”不仅包括裸露土地以下的区域，而且包括被水如海水或大洋水覆盖的土地以下的区域。本公开的WSF当被引入井眼时可以表现减少的滤失量。
在一种实施方式中，FLA包括官能聚合物的反应产物。此处，官能聚合物指的是包含官能团的聚合物，该官能团可以作为低聚脂肪酸附连到官能聚合物主链上的位置。在一种实施方式中，包含可以作为低聚脂肪酸附连到官能聚合物主链上的位置的官能团的任何官能聚合物都适合用于本公开中。在一种实施方式中，官能聚合物是一个或多个α-烯烃单体和酸酐的共聚物，可选地，官能聚合物是一个或多个乙烯基单体和酸酐的共聚物，可选地，官能聚合物是马来酸酐共聚物。在下文中本文公开将涉及使用马来酸酐共聚物作为官能聚合物，然而，应当理解，本文公开的其他类型的官能聚合物可以考虑用于本公开中。
在一种实施方式中，适合用于本公开的官能聚合物具有从大约10,000道尔顿到500,000道尔顿；可选地从大约40,000道尔顿到大约450,000道尔顿之间，或可选地从大约50,000道尔顿到大约40,000道尔顿的平均分子量。在一种实施方式中，官能聚合物是马来酸酐共聚物，其马来酸酐的含量基于聚合物总重量为从大约10%到大约90%，可选地，从大约25%到大约75%；或者大约50%。适合用于本公开中的马来酸酐共聚物的非限制性例子包括苯乙烯-马来酸酐共聚物（如通常由结构I表达的）、乙烯-马来酸酐共聚物（如通常由结构II表达的）、1-十八烯-马来酸酐共聚物（如通常由结构III表达的）或者其组合。在结构I、结构II、结构III中，x、y、m或n可以假定是允许共聚物落入公开的分子量范围的任何值。例如，x、y、m或n可以从大约50到大约5000，可选地，从大约500到大约4500，或者可选地从大约1000到大约4000。
Figure BDA0000479553770000031
在一种实施方式中，FLA包括低聚脂肪酸的反应产物，可选地二聚酸的反应产物。此处，术语二聚酸同术语二元酸是同义的，并且指的是为两种不饱和脂肪酸自缩合结果的低聚脂肪酸产品。在一种实施方式中，涉及自缩合作用而形成二聚酸的两种不饱和脂肪酸是相同的，可选地，涉及自缩合作用而形成二聚酸的两种不饱和脂肪酸是不同的。
在一种实施方式中，参与自缩合反应的每种不饱和脂肪酸包含任意碳原子数。可选地，适合应用于本公开的不饱和脂肪酸当自缩合时产生低聚脂肪酸产物，该产物是液态形式的或者能够易溶。在此，“易溶”指的是低聚脂肪酸溶解在有机介质中的能力，该有机介质与将改性的官能聚合物相容。在一种实施方式中，不饱和脂肪酸包含C12-C24不饱和脂肪酸，可选地C14-C22不饱和脂肪酸，或者可选地C14-C18不饱和脂肪酸。在一种实施方式中，不饱和脂肪酸包括C14-18不饱和脂肪酸。
用于形成二聚酸的不饱和脂肪酸可从任何来源获得。在一种实施方式中，用于形成二聚酸的不饱和脂肪酸是从妥尔油获得的C14-C18不饱和脂肪酸；例如妥尔油脂肪酸，如松香酸和/或海松酸。在可选的实施方式中，用于形成二聚酸的C14-C18不饱和脂肪酸包括但不限于亚油酸、反亚油酸(linelaidic acid)、亚麻酸或者其组合。C14-C18不饱和脂肪酸可从植物油获得，例如豆油、玉米油、葵花籽油或菜籽油。其他可以提供用于形成本公开二聚酸的不饱和脂肪酸的植物油包括但不限于芥花油、红花油、萼距花油(cuphea oil)、椰子油、棕榈仁油、橄榄油、或其组合。
在一种实施方式中，本文公开类型的二聚酸可通过在适合于第一C14-C18不饱和脂肪酸和第二C14-C18不饱和脂肪酸自缩合并且形成低聚脂肪酸产物的条件下使第一C14-C18不饱和脂肪酸接触第二C14-C18不饱和脂肪酸而形成。反应可在催化剂或者催化体系存在下进行。任何与本文公开的反应成分相容的催化剂或者催化体系都可被使用。在一种实施方式中，催化剂是粘土，并以足够催化低聚脂肪酸产物的生产的量存在。在此，术语“粘土”指的是一组成岩的水合硅酸铝。在一种实施方式中，形成二聚酸的反应在蒙脱石的存在下进行，其中蒙脱石在反应中起催化剂的作用。
本领域普通技术人员将理解，各个反应产物特性例如低聚脂肪酸的收率和不饱和脂肪酸的低聚程度将受到各种反应条件的影响，例如第一种C14-C18不饱和脂肪酸与第二种C14-C18不饱和脂肪酸的比例、C14-C18不饱和脂肪酸的性质、反应温度以及反应时间。考虑得到本公开益处的本领域普通技术人员可以改变形成二聚酸的反应条件来满足一个或更多使用者和/或过程的需要。
在一种实施方式中，生产FLA的方法包括使马来酸酐共聚物接触二聚酸，这两种类型在本文公开，形成反应混合物；使反应混合物处于适合形成反应产物和回收反应产物的条件下。
在一种实施方式中，马来酸酐共聚物在反应混合物中的存在量为构成反应混合物的按重量计大约20%到大约80%，而二聚物的存在量构成反应混合物的按重量计大约80%到大约20%。可选地，马来酸酐共聚物在反应混合物中的存在量构成反应混合物的按重量计大约40%到大约60%，而二聚物的存在量构成反应混合物的按重量计大约60%到大约40%。可选地，马来酸酐共聚物在反应混合物中的存在量构成反应混合物的按重量计50%，而二聚物的存在量构成反应混合物的按重量计50%。在一种实施方式中，马来酸酐共聚物与二聚酸的比例范围可从大约1:4到大约4:1；可选地从大约3:2到大约2:3，或者可选地大约1:1。适合用于从包含公开量的马来酸酐共聚物和二聚酸的反应混合物形成反应产物的反应条件是温度从大约100℃到大约225℃，可选地从大约150℃到大约200℃，或者可选地从大约170℃到大约190℃，时间期间从大约1小时到大约6小时，可选地从大约2小时到大约5小时，或可选地从大约3小时到大约4小时。
不希望被理论限制，考虑本文公开的反应条件形成了这样的反应产物，其中二聚酸在充当附连位置的聚合物的官能团（例如马来酸酐部分）处被接枝到马来酸酐共聚物的主链上。虽然反应产物的确切结构还有待阐明，但考虑反应产物包括二聚酸和马来酸酐共聚物的自缩合产物，其中官能聚合物的酸酐环打开并且共价地结合至二聚酸。在一些实施方式中，二聚酸和马来酸酐官能共聚物在本文公开的条件下的反应产物包括脂肪族酸酐，其是存在于官能聚合物中的酸酐官能团开环的结果。本领域普通技术人员将理解，可选的反应条件的选择可导致各种各样反应产物的形成，这些反应产物可表现出特性为本文公开类型的降滤失剂的特征。因此，脂肪族酸酐在反应产物中存在的程度可变化，并且预期FLA包含二聚酸和官能聚合物当在公开的条件下反应时的反应产物，而不考虑形成的反应产物（一种或多种）的确切性质或结构。
在一些实施方式中，形成本文公开类型的FLA的方法进一步包括分离二聚酸和马来酸酐共聚物的反应产物的成分，和表征反应产物成分起降滤失剂作用的能力。在这种实施方式中，反应产物的成分可使用任何合适的技术进行分离，并且纯化反应产物的单个成分的程度可改变。在一些实施方式中，反应产物的一种或更多种单个成分的特征可为滤失剂，其具有抑制井眼维护流体损失到地层的能力。
在一种实施方式中，WSF是非水WSF。如本文使用的，非水WSF包括完全或基本上由非水流体和/或逆乳状液构成的流体，其中连续相是非水流体。在一种实施方式中，非水WSF包含按重量计低于WSF的大约30%、25%、20%、16%、10%或1%的水。可选地，在考虑流体组合物的其他成分之后，WSF组合物可包含余量的非水流体。
在一种实施方式中，WSF包含油性流体。可选地，在考虑流体组合物的其他成分之后WSF可基本上由油性流体组成。可选地在考虑流体组合物的其他成分之后WSF可由油性流体组成。油性流体在这里指的是基本不包含水性成分的流体。适合用于WSF的油性流体的例子包括但不限于烃类、烯烃类、基于内烯烃的油、矿物油、煤油、柴油、燃料油、合成油、直链或支链烷烃、酯类、缩醛类、原油的混合物、其衍生物或其组合。
在一种实施方式中，WSF是油基钻井泥浆。在一些实施方式中，当被认为适于提高流体性能时，WSF可包含附加的添加剂。这种添加剂可根据流体在井眼中的预定用途改变。这种添加剂的例子包括但不限于加重剂、玻璃纤维、碳纤维、悬浮剂、调节剂、分散剂、软水剂、抗氧化剂和抗腐蚀剂、杀菌剂、稀释剂以及其组合。这些添加剂可用任何合适的方法单独地或组合地加入，并且以有效产生流体性质的期望改进的量。
在一种实施方式中，FLA在WSF中的存在量基于WSF总重量为大约0.3重量百分比(wt.%)到大约10wt.%，可选地从大约0.4wt.%到大约8wt.%，或者可选地从大约0.6wt.%到大约5wt.%。
包含FLA的WSF可以用于任何合适的油田作业。特别是，包含FLA的WSF可以被转移到井眼中，并且用于根据合适的程序维护井眼。例如，当WSF的预定用途是作为钻井液时，这种流体可以循环向下穿过空心钻柱，且在旋转钻柱从而钻井眼时穿过附连其上的钻头循环出来。这种钻井液可以沿着一个循环的重复路径流回到地面，例如在井筒壁上沉积滤饼并连续不断地将岩屑携带到地面。在单流实施方式中FLA可在流体被放置在井下之前被包含在WSF中。可选地，FLA可在放入井眼的过程中与WSF的其他成分混合，例如在双流过程中，其中一个流包括FLA，第二流包括WSF的其他成分。在一种实施方式中，包含FLA的WSF是在井场制备。例如，FLA可与其他WSF成分混合，然后放入井下。可选地，包含FLA的WSF是在现场外制备的，并且被运送到使用地点，然后放置到井下。
在一种实施方式中，包括油基泥浆和本文公开类型的FLA的WSF导致WSF的流体损失的减少，其中流体损失可以使用高温高压流体损失测试(HTHP)确定，该测试根据Specification for Drilling FluidsMaterials(钻井液材料规范)，ANSI/API Specification13A，第十八版，2010年2月进行。在一种实施方式中，当与在别的方面类似而缺乏FLA的WSF相比时，在大约200°F到大约375°F、可选地大约250°F到大约325°F或者可选地大约275°F到大约300°F的温度下，包含本文公开的FLA的WSF可具有大于大约40%的流体损失上的减少，可选地大于大约75%，或者可选地大于大约85%。
实施例1
本文公开类型的FLA通过将60g1-十八烯-马来酸酐聚合物和40gUNIDYMETM22在190℃温度下反应3小时制备。SOLTROLTM170(100g异石蜡烃溶剂)被用作溶剂以便可以维持传热。UNIDYMETM22是一种二聚脂肪酸，从Arizona Chemicals商业可得。反应产物在下面的实施例中被用作FLA。
实施例2
测定了添加本文描述类型的FLA到油基泥浆（OBM）中对滤失量的效果。三种基础泥浆被制备并命名为泥浆1、泥浆2和泥浆3。泥浆1是包含2120g柴油的14磅/加仑（ppg）的基于柴油的泥浆，其以75:25油水比（OWR）制备。泥浆2是基于ESCAIDTM110油的14ppg泥浆，其包含2120g ESCAIDTM110油，以75:25OWR制备。ESCAID110烃流体是从EXXON-MOBIL Corp商业可得的石油馏出物。泥浆1和泥浆2另外包含75g石灰、87.5g VG-69TM粘土、75g INVERMULTM主乳化剂、75g EZMULTM乳化剂和815g30%CaCl2盐水。VG-69是从MiSWACO商业可得的有机质粘土。EZ MUL乳化剂是聚胺脂肪酸并且INVERMUL是氧化妥尔油和聚胺脂肪酸的混合物，其二者都从BaroidChemicals商业可得。泥浆3是基于异构化烯烃（IO）1518的13.0ppg泥浆，其包含1548g IO1518，以70:30OWR制备。泥浆3另外包含60g石灰、60g VG-69粘土、80g SUREMULTM，20g SUREMODTM和944g30%的CaCl2盐水。SUREMUL是主乳化剂和SUREMOD液态流变改性剂是有机胶凝剂，其二者都从Mi SWACO商业可得。制备了三个对照试样，命名为对照A、对照B和对照C，并且在不含FLA时分别包含泥浆1、泥浆2和泥浆3。试样1A、1B和1C分别包含泥浆1和PLIOLITETMDF02、泥浆2和PLIOLITE DF02以及泥浆3和PLIOLITE DF02。PLIOLITE DF02聚合物是从ELIOKEM商业可得的降滤失剂。试样2-8包含OBM(如名称A、B或C所示)和实施例1的FLA。具体地，试样2A-8A包含泥浆1和实施例1的FLA，试样2B-8B包含泥浆2和实施例1的FLA，和试样2C-8C包含泥浆3和实施例1的FLA。除了试样7以外，包含添加到指定OBM中的FLA的反应产物包含50%固体(也就是，在SOLTROL170的50%活性聚合物或FLA)。对于试样7，包含FLA的反应产物包含40%固体(也就是，在SOLTROL170的40%活性聚合物或FLA)。对于试样2-8，在120°F、1.5rpm下，使用3LV转子，布氏粘度测量值列于表1中。包含PLIOLITEDF02的试样1是粒状产品，其包含100%固体(也就是，100%活性聚合物)。
表1
试样 布氏粘度(cp)
2 1280,1280
3 1040,1600
4 819
5 959
6 399
7 160
8 2400
试样是在MULTIMIXERTM上通过剪切试样30分钟制备的，在11,500rpm下利用9B29X叶轮，在300°F下转动16小时，然后冷却到室温(RT)。每个样品的HTHP滤失量如本文之前的描述测定，并且包含柴油OBM、ESCAID OBM和IO OBM的试样的结果分别呈现表1A、1B和1C中。
表1A
表1B
Figure BDA0000479553770000092
表1C
在一些情况下，对于一个试样呈现多个值，并表示同一个样品的重复测定值。结果证明了本文公开类型的FLA对多种多样的OBM起FLA作用的能力。
附加实施方式
以下列举的实施方式提供作为非限制性的实例。
1.非水井眼维护流体，其包含降滤失剂，其中所述降滤失剂包含(i)官能聚合物和(ii)低聚脂肪酸的反应产物。
2.进行油田作业的方法，包括：
在井下放置非水井眼维护流体，其中所述非水井眼维护流体包含降滤失剂，该降滤失剂包含(i)官能聚合物和(ii)低聚脂肪酸的反应产物。
3.根据实施方式1或2所述的流体或者方法，其中所述降滤失剂在井眼维护流体中的存在量基于井眼维护流体的总重量大约0.3wt.%到大约10wt.%。
4.根据实施方式1、2或3所述的流体或者方法，其中所述官能聚合物包括马来酸酐的共聚物。
5.根据实施方式4所述的流体或者方法，其中所述马来酸酐的共聚物中马来酸酐的存在量基于共聚物的总重量大约10%到大约90%。
6.根据前述任意实施方式所述的流体或者方法，其中所述低聚脂肪酸包括二聚酸。
7.根据前述任意实施方式所述的流体或者方法，其中所述二聚酸是两种C12-C24不饱和脂肪酸的自缩合产物。
8.根据前述任意实施方式所述的流体或者方法，其中所述二聚酸是两种C14-C18不饱和脂肪酸的自缩合产物。
9.根据实施方式7所述的流体或者方法，其中所述C12-C24不饱和脂肪酸是从妥尔油、豆油、玉米油、葵花籽油、菜籽油、芥花油、红花油、萼距花油（cuphea oil）、椰子油、棕榈仁油、橄榄油、或其组合中分离出来的。
10.根据实施方式7所述的流体或者方法，其中所述C12-C24不饱和脂肪酸包括松香酸、海松酸、亚油酸、反亚油酸(linelaidic acid)、亚麻酸或其组合。
11.根据前述任意实施方式所述的流体或者方法，其在300°F下的高温高压滤失量，当与在别的方面类似而缺乏降滤失剂的井眼维护流体相比时，降低了大于大约40%，所述降滤失剂包含(i)官能聚合物和(ii)低聚脂肪酸的反应产物。
12.根据前述任意实施方式所述的流体或者方法，其中低聚脂肪酸与官能聚合物在反应混合物中的比例从大约1:4到大约4:1。
13.根据前述任意实施方式所述的流体或者方法，其中低聚脂肪酸与官能聚合物在反应混合物中的比例从大约3:2到大约2:3。
14.根据前述任意实施方式所述的流体或者方法，其中所述非水井眼维护流体包括烃类、烯烃类、基于内烯烃的油、矿物油、煤油、柴油、燃料油、合成油、直链或支链烷烃、酯类、缩醛类、原油的混合物、其衍生物或其组合。
15.根据前述任意实施方式所述的流体或者方法，其中所述反应产物是通过使官能聚合物接触低聚脂肪酸以形成反应混合物，并使反应混合物处于大约100℃到大约225℃的温度下大约1小时到大约6小时的时间期间形成的。
不进行进一步阐述，相信本领域普通技术人员可使用本文的描述，最大程度地利用本发明。虽然发明的优选方面已经被显示和描述，但在不偏离本发明精神和教导下，本领域普通技术人员可做出其改型。本文描述的实施方式和实施例只是示例，并不意图是限制性的。本公开发明的很多变化和修改是可能的并且在本发明的范围之内。在数值范围或界限明确陈述的地方，该明确的范围或界限应当理解为包括落入该明确陈述的范围或界限的相同量级的重叠的范围界限（例如，从大约1到大约10包括2、3、4等等；大于0.10包括0.11、0.12、0.13等等）。关于权利要求的任何要素，术语“任选地”的使用意图意味着主题要素是需要的，或者可选地，是不需要的。两种选择意图都在权利要求的范围之内。较宽术语例如包含、包括、含有等的使用应当理解为对校窄术语例如由……组成、基本上由……组成、基本上由……构成等提供支持。
因此，保护范围并不限于之前提出的描述，但仅限于所附的权利要求，该范围包括权利要求主题的所有等价形式。各个和每一个权利要求都被以本发明的实施方式并入说明书。因此权利要求是本发明优选实施方式的进一步描述和增加。本文引用的所有的专利、专利申请以及公开出版物的公开都通过引用并入本文，程度为它们为本文提出的内容提供示范性的、程序性的或其他细节上的补充。

Claims (15)

1.一种非水井眼维护流体，其包含降滤失剂，其中所述降滤失剂包含(i)官能聚合物和(ii)低聚脂肪酸的反应产物。
2.一种实施油田作业的方法，包括：
在井底放置非水井眼维护流体，其中所述非水井眼维护流体包含降滤失剂，所述降滤失剂包含(i)官能聚合物和(ii)低聚脂肪酸的反应产物。
3.根据权利要求1或2所述的流体或者方法，其中所述降滤失剂存在于所述井眼维护液体中的量基于所述井眼维护流体的总重量为大约0.3wt.%到大约10wt.%。
4.根据权利要求1、2或3所述的流体或者方法，其中所述官能聚合物包括马来酸酐的共聚物。
5.根据权利要求4所述的流体或者方法，其中所述马来酸酐的共聚物的马来酸酐的存在量基于所述共聚物的总重量为大约10%到大约90%。
6.根据任何前述权利要求所述的流体或者方法，其中所述低聚脂肪酸包括二聚酸。
7.根据任何前述权利要求所述的流体或者方法，其中所述二聚酸是两种C12-C24不饱和脂肪酸的自缩合产物。
8.根据任何前述权利要求所述的流体或者方法，其中所述二聚酸是两种C14-C18不饱和脂肪酸的自缩合产物。
9.根据权利要求7所述的流体或者方法，其中所述C12-C24不饱和脂肪酸是从妥尔油、豆油、玉米油、葵花籽油、菜籽油、芥花油、红花油、萼距花油、椰子油、棕榈仁油、橄榄油、或其组合中分离出来的。
10.根据权利要求7所述的流体或者方法，其中所述C12-C24不饱和脂肪酸包括松香酸、海松酸、亚油酸、反亚油酸、亚麻酸或其组合。
11.根据任何前述权利要求所述的流体或者方法，其在300°F下的高温高压滤失量，当与在别的方面类似而缺乏降滤失剂的井眼维护流体相比时，降低了大于大约40%，所述降滤失剂包含(i)官能聚合物和(ii)低聚脂肪酸的反应产物。
12.根据任何前述权利要求所述的流体或者方法，其中低聚脂肪酸与官能聚合物在所述反应混合物中的比例大约1:4到大约4:1。
13.根据任何前述权利要求所述的流体或者方法，其中低聚脂肪酸与官能聚合物在所述反应混合物中的比例大约3:2到大约2:3。
14.根据任何前述权利要求所述的流体或者方法，其中所述非水井眼维护流体包括烃类、烯烃类、基于内烯烃的油、矿物油、煤油、柴油、燃料油、合成油、直链或支链烷烃、酯类、缩醛类、原油的混合物、其衍生物或其组合。
15.根据任何前述权利要求所述的流体或者方法，其中所述反应产物是通过使所述官能聚合物接触所述低聚脂肪酸以形成反应混合物，并使所述反应混合物处于大约100℃到大约225℃的温度下大约1小时到大约6小时的时间期间形成的。
CN201280045780.0A 2011-09-29 2012-08-28 降滤失剂及其制备方法和用途 Expired - Fee Related CN103827250B (zh)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/248,715 2011-09-29
US13/248,715 US8575072B2 (en) 2011-09-29 2011-09-29 Fluid loss additives and methods of making and using same
US13/250,882 2011-09-30
US13/250,882 US9034800B2 (en) 2011-09-29 2011-09-30 Fluid loss additives and methods of making and using same
PCT/US2012/052674 WO2013048653A1 (en) 2011-09-29 2012-08-28 Fluid loss additives and methods of making and using same

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN103827250A true CN103827250A (zh) 2014-05-28
CN103827250B CN103827250B (zh) 2017-02-08

Family

ID=46934674

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201280045780.0A Expired - Fee Related CN103827250B (zh) 2011-09-29 2012-08-28 降滤失剂及其制备方法和用途

Country Status (9)

Country Link
US (3) US9034800B2 (zh)
CN (1) CN103827250B (zh)
AU (1) AU2012316673B2 (zh)
BR (1) BR112014006911A2 (zh)
CA (1) CA2850062A1 (zh)
MY (1) MY163307A (zh)
NO (1) NO20140381A1 (zh)
RU (1) RU2605469C2 (zh)
WO (1) WO2013048653A1 (zh)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9034800B2 (en) * 2011-09-29 2015-05-19 Chevron Phillips Chemical Company Lp Fluid loss additives and methods of making and using same
US20140305651A1 (en) * 2012-11-29 2014-10-16 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydraulic Fracturing Composition
CN105874153B (zh) * 2013-11-19 2019-04-30 佐治亚-太平洋化工品有限公司 作为降滤失剂的改性的烃树脂
US10266745B2 (en) 2017-02-03 2019-04-23 Saudi Arabian Oil Company Anti-bit balling drilling fluids, and methods of making and use thereof
US11584876B2 (en) 2017-02-26 2023-02-21 Schlumberger Technology Corporation Additive to improve cold temperature properties in oil-based fluids
US11708519B2 (en) 2017-02-26 2023-07-25 Schlumberger Technology Corporation Additive to improve cold temperature properties in oil-based fluids
BR112021008937A2 (pt) * 2018-11-09 2021-08-10 Schlumberger Technology B.V. fluidos de poço de reologia plana para gerar poços limpos

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2994660A (en) * 1957-05-27 1961-08-01 Magnet Cove Barium Corp Water-in-oil emulsion drilling fluid
US4544756A (en) * 1983-11-17 1985-10-01 Dresser Industries, Inc. Zwiterionic 2-alkyl imidazolines as emulsifying agents for oil based drilling fluids
US20040110642A1 (en) * 2002-11-27 2004-06-10 Elementis Specialties, Inc. Compositions for drilling fluids useful to provide flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions

Family Cites Families (39)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2763612A (en) 1953-05-18 1956-09-18 Shell Dev Natural hydrocarbon production method
US2977334A (en) 1956-10-04 1961-03-28 Monsanto Chemicals Derivatives of ethylene/maleic anhydride copolymers
US2979454A (en) 1957-03-20 1961-04-11 Monsanto Chemicals Drilling mud
US3346489A (en) 1966-03-04 1967-10-10 Petrolite Corp Drilling fluids
US3708555A (en) 1970-02-24 1973-01-02 Gaylord Ass Grafting of a mixture of styrene and maleic anhydride onto backbone polymers containing active or labile hydrogen atoms
US3910856A (en) 1972-04-10 1975-10-07 Shell Oil Co Process of reducing friction loss in flowing hydrocarbon liquids and compositions thereof
US4444817A (en) 1981-03-04 1984-04-24 E. I. Du Pont De Nemours And Company Laminar articles of polyolefin and a condensation polymer
US4436636A (en) 1981-12-21 1984-03-13 Nl Industries, Inc. Invert emulsion well servicing fluids
GB8410393D0 (en) 1984-04-24 1984-05-31 Ici Plc Fluid compositions
US4816551A (en) 1985-11-19 1989-03-28 Mi Drilling Fluids Company Oil based drilling fluids
US5032296A (en) 1988-12-05 1991-07-16 Phillips Petroleum Company Well treating fluids and additives therefor
GB8913820D0 (en) * 1989-06-15 1989-08-02 Sandoz Products Ltd Improvements in or relating to organic compounds
GB9306517D0 (en) 1993-03-29 1993-05-19 Polyphalt Inc Stabilized bitumen compositions
US5510452A (en) * 1994-07-11 1996-04-23 Rheox, Inc. Pourable liquid polyesteramide rheological additives and the use thererof
CA2248368C (en) 1996-03-08 2004-12-28 E.I. Du Pont De Nemours And Company Substantially linear ethylene/alpha-olefin polymers as viscosity index improvers or gelling agents
US6063737A (en) * 1997-06-12 2000-05-16 Shell Oil Company Aqueous displacement fluid compositions for use in wellbores
US6159906A (en) 1997-10-01 2000-12-12 Rheox, Inc. Oil well drilling fluids with improved anti-settling properties and methods of providing anti-settling properties to oil well drilling fluids
US6169134B1 (en) 1997-12-12 2001-01-02 Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. Viscosifying hydrocarbon liquids
US6849581B1 (en) * 1999-03-30 2005-02-01 Bj Services Company Gelled hydrocarbon compositions and methods for use thereof
FR2792997B1 (fr) * 1999-04-29 2001-06-29 Inst Francais Du Petrole Formulation d'additifs pour ameliorer le transport d'effluents petroliers susceptibles de contenir des hydrates et procede utilisant cette formulation
US6767869B2 (en) * 2000-02-29 2004-07-27 Bj Services Company Well service fluid and method of making and using the same
US6514916B1 (en) 2000-09-12 2003-02-04 R. L. Clampitt & Associates, Inc. Process for making sulfonated uintaite and well fluid additives including sulfonated uintaite
US6908888B2 (en) * 2001-04-04 2005-06-21 Schlumberger Technology Corporation Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
US7008907B2 (en) 2001-10-31 2006-03-07 Halliburton Energy Services, Inc. Additive for oil-based drilling fluids
US20090163386A1 (en) * 2002-11-27 2009-06-25 Elementis Specialties, Inc. Compositions for drilling fluids useful to produce flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions
US6730637B1 (en) 2002-12-06 2004-05-04 Chevron Phillips Chemical Company, Lp Reducing fluid loss in a drilling fluid
EP1431368A1 (en) 2002-12-18 2004-06-23 Eliokem Fluid loss reducer for high temperature high pressure water-based mud application
US6800594B2 (en) 2003-01-24 2004-10-05 Cortec Corporation Corrosion inhibitor barrier for ferrous and non-ferrous metals
US7341106B2 (en) 2005-07-21 2008-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for wellbore strengthening and controlling fluid circulation loss
WO2007033477A1 (en) * 2005-09-21 2007-03-29 Innovative Chemical Technologies Canada Ltd. Fluid with asphaltene control
ITMI20060326A1 (it) 2006-02-23 2007-08-24 Intercos Italiana Composizione cosmetica comprendente polimeri funzionalizzati
US7741250B2 (en) 2006-05-11 2010-06-22 Chevron Phillips Chemical Company Lp Wellbore servicing fluids comprising grafted homopolymers and methods of using same
EP2041236A1 (en) 2006-06-26 2009-04-01 Bp Exploration Operating Company Limited Wellbore fluid
WO2009005503A1 (en) 2007-07-05 2009-01-08 Halliburton Energy Services, Inc. Diesel oil-based invert emulsion drilling fluids and methods of drilling boreholes
CN102007193B (zh) * 2008-04-17 2013-08-28 陶氏环球技术公司 粉末涂覆的支撑剂及其制备方法
US7740070B2 (en) * 2008-06-16 2010-06-22 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing compositions comprising a density segregation inhibiting composite and methods of making and using same
EP2154224A1 (en) 2008-07-25 2010-02-17 Bp Exploration Operating Company Limited Method of carrying out a wellbore operation
US9034800B2 (en) 2011-09-29 2015-05-19 Chevron Phillips Chemical Company Lp Fluid loss additives and methods of making and using same
US8575072B2 (en) * 2011-09-29 2013-11-05 Chevron Phillips Chemical Company Lp Fluid loss additives and methods of making and using same

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2994660A (en) * 1957-05-27 1961-08-01 Magnet Cove Barium Corp Water-in-oil emulsion drilling fluid
US4544756A (en) * 1983-11-17 1985-10-01 Dresser Industries, Inc. Zwiterionic 2-alkyl imidazolines as emulsifying agents for oil based drilling fluids
US20040110642A1 (en) * 2002-11-27 2004-06-10 Elementis Specialties, Inc. Compositions for drilling fluids useful to provide flat temperature rheology to such fluids over a wide temperature range and drilling fluids containing such compositions

Also Published As

Publication number Publication date
WO2013048653A1 (en) 2013-04-04
US20170145287A1 (en) 2017-05-25
CN103827250B (zh) 2017-02-08
BR112014006911A2 (pt) 2017-04-04
US9598627B2 (en) 2017-03-21
US20130085086A1 (en) 2013-04-04
MY163307A (en) 2017-09-15
NO20140381A1 (no) 2014-04-07
RU2605469C2 (ru) 2016-12-20
US20150225638A1 (en) 2015-08-13
AU2012316673B2 (en) 2015-09-17
CA2850062A1 (en) 2013-04-04
RU2014114388A (ru) 2015-11-10
AU2012316673A1 (en) 2014-04-17
US9034800B2 (en) 2015-05-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2013338505B2 (en) Wellbore servicing compositions and methods of making and using same
CN103827250A (zh) 降滤失剂及其制备方法和用途
WO2015076852A1 (en) A fiber suspending agent for lost-circulation materials
NO343900B1 (no) Oppløsning, fremgangsmåte for rensing av et borehull, og fremgangsmåte for fremstilling av et hydrokarbon fra en formasjon
AU2014214891B2 (en) Invert emulsion gravel pack fluid and method
CA2807700C (en) Drilling fluid composition
MX2015002227A (es) Concentrados de polimeros solubilizados, metodos de preparacion de los mismos, y fluidos de mantenimiento y de perforacion de pozos que contienen los mismos.
US10329859B2 (en) Alkylpolyglucoside derivative fluid loss control additives for wellbore treatment fluids
CA2871893C (en) Rheology modifiers
CA2946177C (en) An invert emulsion drilling fluid containing an internal phase of a polyol and salt-water solution
Sun et al. Synthesis and characterisation of a multifunctional oil-based drilling fluid additive
US8575072B2 (en) Fluid loss additives and methods of making and using same
CN103421472A (zh) 新型抗高温低粘高切油包水钻井液
WO2014028272A1 (en) Wellbore servicing compositions and methods of making and using same
CN104650831A (zh) 一种适合于砂泥岩互层水平井的水基钻井液

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

Granted publication date: 20170208

Termination date: 20180828

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