CN116410707A - 一种抗高温悬浮稳定剂及由其制备的高稳定性试油完井液 - Google Patents

一种抗高温悬浮稳定剂及由其制备的高稳定性试油完井液 Download PDF

Info

Publication number
CN116410707A
CN116410707A CN202111668612.4A CN202111668612A CN116410707A CN 116410707 A CN116410707 A CN 116410707A CN 202111668612 A CN202111668612 A CN 202111668612A CN 116410707 A CN116410707 A CN 116410707A
Authority
CN
China
Prior art keywords
parts
mesh
temperature
suspension stabilizer
completion fluid
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
Application number
CN202111668612.4A
Other languages
English (en)
Inventor
陈安亮
张现斌
刘鑫
张民立
刘强
揭家辉
朱宇
王红芳
马红
闫晓婷
巩兴广
刘腾蛟
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.)
China National Petroleum Corp
CNPC Bohai Drilling Engineering Co Ltd
Original Assignee
China National Petroleum Corp
CNPC Bohai Drilling Engineering Co Ltd
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 China National Petroleum Corp, CNPC Bohai Drilling Engineering Co Ltd filed Critical China National Petroleum Corp
Priority to CN202111668612.4A priority Critical patent/CN116410707A/zh
Publication of CN116410707A publication Critical patent/CN116410707A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • C09K8/035—Organic additives
    • 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
    • C08F271/00—Macromolecular compounds obtained by polymerising monomers on to polymers of nitrogen-containing monomers as defined in group C08F26/00
    • C08F271/02—Macromolecular compounds obtained by polymerising monomers on to polymers of nitrogen-containing monomers as defined in group C08F26/00 on to polymers of monomers containing heterocyclic 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

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)

Abstract

本发明公开一种抗高温悬浮稳定剂及其制备方法，包括1)：以重量份计，将15‑30份N‑乙烯基吡咯烷酮溶于50份水中，加入0.1‑0.3份的引发剂，进行预聚合，得到预聚合的溶液；2)：以重量份计，在150份水中将20‑30份的2‑丙烯酰胺基‑2‑甲基丙磺酸溶解，调节pH至中性后加入10‑20份丙烯酰胺溶解，然后将上述溶液加入到步骤1)得到的预聚合的溶液中，之后再次加入0.1‑0.3份的引发剂，进行共聚得到反应产物；3)：用乙醇洗涤步骤2)的反应产物，干燥后获得抗高温悬浮稳定剂。本发明还公开一种高稳定性的试油完井液。本发明的抗高温悬浮稳定剂在高温下吸附能力强、水基稳定性好，具有优异的抗温、抗盐能力，高稳定性试油完井液在高温、高盐的环境下悬浮稳定性好。

Description

一种抗高温悬浮稳定剂及由其制备的高稳定性试油完井液
技术领域
本发明属于石油钻井用钻完井液领域，尤其涉及一种抗高温悬浮稳定剂及由其制备的高稳定性的试油完井液。
背景技术
加快深层超深层油气勘探开发，已成为油气接替战略的重大需求。据统计，中国深层超深层油气资源达671×108t油当量，占油气资源总量的34％，有39％的剩余石油和57％的剩余天然气资源分布在深层。随着技术的进步，深井-超深井钻井技术不断提高，油气勘探开发不断向深部地层发展，应用规模日益扩大。
在这种情况下，深井-超深井钻完井液技术也遭遇了新的难题和挑战，由于埋藏深度越来越大以及地质条件越来越恶劣，钻完井技术面临的挑战也越来越高；深井、超深井及复杂结构井的数量越来越多，高温高密度水基完井液体系的使用越来越多。由于地层压力大、井底温度高及井身结构复杂、高温高压井试油工序复杂、下完井管柱周期长、工艺要求高，要求试油完井液在高密度、高温条件下，具有良好的沉降稳定性和高温流变稳定性。而目前使用的完井液普遍存在高温固化、加重剂沉降、处理剂高温交联和分解等问题，导致下管柱遇阻、测试管柱堵塞、开泵困难及测试工具失效等井下复杂情况。
如何既有效改善高温高密度水基完井液的流动性，又能维持高密度固相加重材料的沉降稳定性，是完井作业工程顺利进行的需要解决的技术问题，而制备出能够抗高温悬浮稳定剂是解决这一难题的有效技术途径。
基于以上，有必要开发一种抗高温悬浮稳定剂以及使用该抗高温悬浮稳定剂制备的高稳定性的试油完井液。
发明内容
针对上述存在的问题，本发明提供了一种抗温性好、悬浮稳定性能强的抗高温悬浮稳定剂，由其制备的试油完井液在高密度、高温条件下，具有良好的沉降稳定性和高温流变稳定性，满足了深井、超深井和复杂结构井高温、高压、试油周期长的应用环境需要。
基于此，采用以下技术方案：
本发明提供一种抗高温悬浮稳定剂的制备方法，包括步骤如下：
步骤1)：以重量份计，将15-30份N-乙烯基吡咯烷酮溶于50份水中，加入0.1-0.3份的引发剂，进行预聚合，得到预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮溶液；
步骤2)：以重量份计，在150份水中将20-30份的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶解，调节pH至中性后加入10-20份丙烯酰胺溶解，得到第一溶液，然后将所述第一溶液加入到步骤1)得到的预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮溶液中，之后再次加入0.1-0.3份的引发剂，进行共聚得到反应产物；
步骤3)：用乙醇洗涤步骤2)的反应产物，干燥后获得抗高温悬浮稳定剂。
进一步地，步骤1)的预聚合的反应温度为40-60℃，预聚合的反应时间为0.5-1小时。
进一步地，所述引发剂选自过硫酸铵和亚硫酸氢钠混合物，或过硫酸钾和亚硫酸氢钠的混合物。
进一步地，过硫酸铵或过硫酸钾为氧化剂，亚硫酸氢钠为还原剂；其中，氧化剂与还原剂的质量比(1.2-1.5)：1。
进一步地，步骤2)的共聚的反应温度为50-80℃，共聚的反应时间为4-8小时。
进一步地，步骤3)的干燥采用烘干的方式，烘干温度为80-105℃。
进一步地，在步骤2)中，在冰水浴中使用NaOH调节pH至中性。
进一步地，在步骤2)中，在氮气保护下进行共聚得到反应产物。
本发明还提供一种使用如上所述的制备方法得到的抗高温悬浮稳定剂，所述抗高温悬浮稳定剂由预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮、丙烯酰胺以及2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸在引发剂作用下共聚获得。
进一步地，所述引发剂选自过硫酸铵和亚硫酸氢钠混合物，或过硫酸钾和亚硫酸氢钠的混合物。
本发明还提供一种高稳定性的试油完井液，以重量份计，其原料组成包括：水100份、有机盐30-90份、如权利要求7-8任一项所述的抗高温悬浮稳定剂2-7份、抗盐土3-5份、封堵剂3-6份、降滤失剂2-5份、加重剂80-350份以及pH调节剂0.3-0.5份。
进一步地，所述试油完井液的密度为1.6-2.4g/cm3。
进一步地，所述有机盐选自甲酸盐、乙酸盐、或甲酸盐和乙酸盐的混合物。
进一步地，所述抗盐土选自海泡石、凹凸棒、或海泡石和凹凸棒的混合物，其中，海泡石和凹凸棒的混合物的质量比为海泡石：凹凸棒＝(0.4-0.8):1。
进一步地，所述封堵剂包括600目的碳酸钙、1250目的碳酸钙和2000目的碳酸钙，其中600目的碳酸钙、1250目的碳酸钙和2000目的碳酸钙的重量比为1:1:1。
进一步地，所述降滤失剂选自丙烯酰胺-2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸-丙烯酸-N,N-二甲基丙烯酰胺四元共聚物、丙烯酰胺-丙烯酸共聚物、或丙烯酰胺-2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸-丙烯酸-N,N-二甲基丙烯酰胺四元共聚物和丙烯酰胺-丙烯酸共聚物的混合物。
进一步地，所述加重剂包括200目的重晶石、2000目的重晶石、4000目的重晶石以及6250目的重晶石，其中，2000目重晶石占比5-10wt％、4000目的重晶石占比10-25wt％、6250目的重晶石占比10-20wt％以及其余为200目的重晶石。
进一步地，所述pH调节剂选自NaOH或KOH。
本发明具有以下有益技术效果：
(1)本发明的抗高温悬浮稳定剂采用N-乙烯基吡咯烷酮预聚合后进行共聚的技术方案，大大提高了产品分子链的刚性，增加了分子运动的阻力，提高了高温下吸附能力，N-乙烯基吡咯烷酮嵌段结构可以抑制分子链上酰胺基分解，抗高温悬浮稳定剂在高温下吸附能力强、水基稳定性好，具有优异的抗温、抗盐能力。
(2)本发明提供的高稳定性的试油完井液，采用抗高温悬浮稳定剂配合纤维状粘土矿物海泡石、凹凸棒土等使用，高温、高盐的环境下悬浮稳定性好。使用超微粉体加重，固相颗粒沉降趋势大大减弱。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，以下结合具体实施例，对本发明实施例进一步详细说明。
第一方面，本发明的实施例涉及一种抗高温悬浮稳定剂，由预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮、丙烯酰胺及2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸在引发剂作用下共聚获得。
第二方面，本发明的实施例提供一种抗高温悬浮稳定剂的制备方法，包括步骤如下：
步骤1)：以重量份计，将15-30份N-乙烯基吡咯烷酮溶于50份水中，加入0.1-0.3份的引发剂，在一定温度下进行预聚合。
可选的，引发剂选自过硫酸铵和亚硫酸氢钠混合物，或过硫酸钾和亚硫酸氢钠的混合物。过硫酸铵或过硫酸钾为氧化剂，亚硫酸氢钠为还原剂；其中，氧化剂与还原剂的质量比(1.2-1.5)：1。
可选的，预聚合反应温度为40-60℃；
可选的，预聚合时间为0.5-1小时。
步骤2)：以重量份计，在150份水中将20-30份的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶解，冰水浴中用NaOH调节pH至中性，加入10-20份丙烯酰胺溶解，得到第一溶液，然后将第一溶液加入到步骤1)得到的溶液中，再次加入0.1-0.3份的引发剂，在一定温度下，氮气保护下进行共聚。
可选的，引发剂选自过硫酸铵和亚硫酸氢钠混合物，或过硫酸钾和亚硫酸氢钠的混合物。过硫酸铵或过硫酸钾为氧化剂，亚硫酸氢钠为还原剂；其中，氧化剂与还原剂的质量比(1.2-1.5)：1。
可选的，共聚反应温度为50-80℃；
可选的，共聚合时间为4-8小时。
步骤3)：用乙醇洗涤步骤2)的反应产物、烘干，获得抗高温悬浮稳定剂。
可选的，干燥温度为80-105℃。
第三方面，本发明涉及一种含有抗高温悬浮稳定剂的高稳定性的试油完井液。
一种含有抗高温悬浮稳定剂的高稳定性的试油完井液，以重量份计，该试油完井液的成分组成包括：水100份，有机盐30-90份，抗高温悬浮稳定剂2-7份，抗盐土3-5份，封堵剂3-6份，降滤失剂2-5份，加重剂80-350份，pH调节剂0.3-0.5份，其中，该试油完井液的密度为1.6-2.4g/cm3。
可选的，有机盐是指甲酸盐、乙酸盐或其混合物。
可选的，抗盐土选自海泡石、凹凸棒、或海泡石和凹凸棒的混合物，其中，海泡石和凹凸棒的混合物的质量比为海泡石：凹凸棒＝(0.4-0.8):1。
可选的，封堵剂包括600目的碳酸钙、1250目的碳酸钙和2000目的碳酸钙，其中600目的碳酸钙、1250目的碳酸钙和2000目的碳酸钙的重量比为1:1:1。
可选的，降滤失剂选自丙烯酰胺-2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸-丙烯酸-N,N-二甲基丙烯酰胺四元共聚物、丙烯酰胺-丙烯酸共聚物、或丙烯酰胺-2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸-丙烯酸-N,N-二甲基丙烯酰胺四元共聚物和丙烯酰胺-丙烯酸共聚物的混合物。
可选的，加重剂包括200目的重晶石、2000目的重晶石、4000目的重晶石以及6250目的重晶石，其中，2000目重晶石占比5-10wt％、4000目的重晶石占比10-25wt％、6250目的重晶石占比10-20wt％以及其余为200目的重晶石。
可选的，pH调节剂是指NaOH或KOH。
实施例1
抗高温悬浮稳定剂：
步骤1)：以重量份计，将15份N-乙烯基吡咯烷酮溶于50份水中，加入0.1份的过硫酸铵和亚硫酸氢钠引发剂，在60℃温度下进行预聚合1小时，得到预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮溶液；
步骤2)：以重量份计，在150份水中将20份的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶解，冰水浴中用NaOH调节pH至中性，加入10份丙烯酰胺溶解，得到第一溶液，然后将第一溶液加入到步骤1)得到预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮溶液中，再次加入0.1份的硫酸铵和亚硫酸氢钠引发剂，在80℃下，氮气保护下进行共聚，反应时间4h，得到反应产物。
步骤3)：用乙醇洗涤反应产物，80℃烘干，获得抗高温悬浮稳定剂。
高稳定性的试油完井液：
以重量份计，该试油完井液的成分组成包括：水100份，有机盐90份，如上制备的抗高温悬浮稳定剂2份，抗盐土3份，封堵剂3份，降滤失剂2份，加重剂350份，pH调节剂0.3份。
其中，有机盐是指甲酸钠和甲酸钾混合物，且其质量比为3:2；
其中，抗高温悬浮稳定剂为步骤3)获得的产品；
其中，抗盐土是指海泡石和凹凸棒混合物，且其质量比为0.4:1；
其中，封堵剂是指600目的碳酸钙、1250目的碳酸钙、2000目的碳酸钙，其中600目的碳酸钙、1250目的碳酸钙和2000目的碳酸钙的重量比为1:1:1；
其中，降滤失剂是丙烯酰胺-2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸-丙烯酸-N,N-二甲基丙烯酰胺四元共聚物；
其中，加重剂是指200目、2000目、4000目、6250目的重晶石，其中，2000目重晶石占比10wt％，4000目的重晶石占比25wt％，6250目的重晶石占比20wt％，200目重晶石占比45wt％；
其中，pH调节剂是指NaOH；
其中，该试油完井液的密度为2.4g/cm3。
实施例2
抗高温悬浮稳定剂：
步骤1)：以重量份计，将30份N-乙烯基吡咯烷酮溶于50份水中，加入0.3份的过硫酸铵和亚硫酸氢钠引发剂，在40℃温度下进行预聚合0.5小时，得到预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮溶液；
步骤2)：以重量份计，在150份水中将30份的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶解，冰水浴中用NaOH调节pH至中性，加入20份丙烯酰胺溶解，得到第一溶液，然后将第一溶液加入到步骤1)得到预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮溶液中，再次加入0.3份的硫酸铵和亚硫酸氢钠引发剂，在50℃下，氮气保护下进行共聚，反应时间8h，得到反应产物。
步骤3)：用乙醇洗涤反应产物，105℃烘干，获得抗高温悬浮稳定剂。
高稳定性的试油完井液：
以重量份计，该试油完井液的成分组成包括：水100份，有机盐90份，如上制备的抗高温悬浮稳定剂2份，抗盐土3份，封堵剂3份，降滤失剂2份，加重剂350份，pH调节剂0.3份。
其中，有机盐是指甲酸钠和甲酸钾混合物，且其质量比为3:2；
其中，抗高温悬浮稳定剂为步骤3)获得的产品；
其中，抗盐土是指海泡石和凹凸棒混合物，且其质量比为0.4:1；
其中，封堵剂是指600目、1250目、2000目的碳酸钙，其中600目的碳酸钙、1250目的碳酸钙和2000目的碳酸钙的重量比为1:1:1；
其中，降滤失剂是丙烯酰胺-2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸-丙烯酸-N,N-二甲基丙烯酰胺四元共聚物；
其中，加重剂是指200目、2000目、4000目、6250目的重晶石，其中2000目重晶石占比10wt％，4000目的重晶石占比25wt％，6250目的重晶石占比20wt％，200目重晶石占比45wt％；
其中，pH调节剂是指NaOH；
其中，该试油完井液的密度为2.4g/cm3。
实施例3
抗高温悬浮稳定剂：
步骤1)：以重量份计，将15份N-乙烯基吡咯烷酮溶于50份水中，加入0.1份的过硫酸铵和亚硫酸氢钠引发剂，在60℃温度下进行预聚合1小时，得到预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮溶液；
步骤2)：以重量份计，在150份水中将20份的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶解，冰水浴中用NaOH调节pH至中性，加入10份丙烯酰胺溶解，得到第一溶液，然后将第一溶液加入到步骤1)得到预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮溶液中，再次加入0.1份的硫酸铵和亚硫酸氢钠引发剂，在80℃下，氮气保护下进行共聚，反应时间4h，得到反应产物。
步骤3)：用乙醇洗涤反应产物，80℃烘干，获得抗高温悬浮稳定剂。
高稳定性的试油完井液：
以重量份计，该试油完井液的成分组成包括：水100份，有机盐90份，如上制备的抗高温悬浮稳定剂2份，抗盐土5份，封堵剂3份，降滤失剂2份，加重剂350份，pH调节剂0.3份。
其中，有机盐是指甲酸钠和甲酸钾混合物，且其质量比为3:2；
其中，抗高温悬浮稳定剂为步骤3)获得的产品；
其中，抗盐土是指海泡石和凹凸棒混合物，且其质量比为0.4:1；
其中，封堵剂是指600目、1250目、2000目的碳酸钙，其中600目的碳酸钙、1250目的碳酸钙和2000目的碳酸钙的重量比为1:1:1；
其中，降滤失剂是丙烯酰胺-2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸-丙烯酸-N,N-二甲基丙烯酰胺四元共聚物；
其中，加重剂是指200目、2000目、4000目、6250目的重晶石，其中2000目重晶石占比5wt％，4000目的重晶石占比10wt％，6250目的重晶石占比20wt％，200目重晶石占比65wt％；
其中，pH调节剂是指NaOH；
其中，该试油完井液的密度为2.4g/cm3。
实施例4
抗高温悬浮稳定剂：
步骤1)：以重量份计，将15份N-乙烯基吡咯烷酮溶于50份水中，加入0.1份的过硫酸铵和亚硫酸氢钠引发剂，在60℃温度下进行预聚合1小时，得到预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮溶液；
步骤2)：以重量份计，在150份水中将20份的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶解，冰水浴中用NaOH调节pH至中性，加入10份丙烯酰胺溶解，然后加入到步骤1)得到预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮溶液中，再次加入0.1份的硫酸铵和亚硫酸氢钠引发剂，在80℃下，氮气保护下进行共聚，反应时间4h，得到反应产物。
步骤3)：用乙醇洗涤反应产物，80℃烘干，获得抗高温悬浮稳定剂。
高稳定性的试油完井液：
以重量份计，该试油完井液的成分组成包括：水100份，有机盐30份，如上制备的抗高温悬浮稳定剂7份，抗盐土3份，封堵剂6份，降滤失剂5份，加重剂80份，pH调节剂0.5份，其中，该试油完井液的密度为1.6g/cm3。
其中，有机盐是指甲酸钠和醋酸钾混合物，且其质量比为3:2；
其中，抗高温悬浮稳定剂为步骤3)获得的产品；
其中，抗盐土是指海泡石和凹凸棒混合物，且其质量比为0.8:1；
其中，封堵剂是指600目、1250目、2000目的碳酸钙，其中600目的碳酸钙、1250目的碳酸钙和2000目的碳酸钙的重量比为1:1:1；
其中，降滤失剂是丙烯酰胺-2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸-丙烯酸-N,N-二甲基丙烯酰胺四元共聚物和丙烯酰胺-丙烯酸共聚物混合物，且其质量比为1:1；
其中，加重剂是指200目、2000目、4000目、6250目的重晶石，其中2000目重晶石占比10wt％，4000目的重晶石占比25wt％，6250目的重晶石占比10wt％，200目重晶石占比55wt％；
其中，pH调节剂是指KOH。
对比例1
试油完井液，以重量份计，该试油完井液的成分组成包括：水100份，有机盐90份，抗盐土3份，封堵剂3份，降滤失剂2份，加重剂350份，pH调节剂0.3份，其中，该试油完井液的密度为2.4g/cm3。
其中，有机盐是指甲酸钠和甲酸钾混合物，且其质量比为3:2；
其中，抗盐土是指海泡石和凹凸棒混合物，且其质量比为0.4:1；
其中，封堵剂是指600目、1250目、2000目的碳酸钙，其中三者的重量比为1:1:1；
其中，降滤失剂是丙烯酰胺-2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸-丙烯酸-N,N-二甲基丙烯酰胺四元共聚物；
其中，加重剂是指200目、2000目、4000目、6250目的重晶石，其中2000目重晶石占比10％，4000目的重晶石占比25％，6250目的重晶石占比20％，200目重晶石占比45％；
其中，pH调节剂是指NaOH。
对比例2
抗高温悬浮稳定剂：
步骤1)：以重量份计，将15份N-乙烯基吡咯烷酮溶于50份水中，加入0.1份的过硫酸铵和亚硫酸氢钠引发剂，在60℃温度下进行预聚合1小时，得到预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮溶液；
步骤2)：以重量份计，在150份水中将20份的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶解，冰水浴中用NaOH调节pH至中性，加入10份丙烯酰胺溶解，得到第一溶液，然后将第一溶液加入到步骤1)得到预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮溶液中，再次加入0.1份的硫酸铵和亚硫酸氢钠引发剂，在80℃下，氮气保护下进行共聚，反应时间4h，得到反应产物。
步骤3)：用乙醇洗涤反应产物，80℃烘干，获得抗高温悬浮稳定剂。
试油完井液，以重量份计，该试油完井液的成分组成包括：水100份，有机盐90份，抗高温悬浮稳定剂2份，封堵剂3份，降滤失剂2份，加重剂350份，pH调节剂0.3份，其中，该试油完井液的密度为2.4g/cm3。
其中，有机盐是指甲酸钠和甲酸钾混合物，且其质量比为3:2；
其中，封堵剂是指600目、1250目、2000目的碳酸钙，其中三者的重量比为1:1:1；
其中，降滤失剂是丙烯酰胺-2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸-丙烯酸-N,N-二甲基丙烯酰胺四元共聚物；
其中，加重剂是指200目、2000目、4000目、6250目的重晶石，其中2000目重晶石占比10％，4000目的重晶石占比25％，6250目的重晶石占比20％，200目重晶石占比45％；
其中，pH调节剂是指NaOH。
对比例3
抗高温悬浮稳定剂：
步骤1)：以重量份计，将15份N-乙烯基吡咯烷酮溶于50份水中，加入0.1份的过硫酸铵和亚硫酸氢钠引发剂，在60℃温度下进行预聚合1小时，得到预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮溶液；
步骤2)：以重量份计，在150份水中将20份的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶解，冰水浴中用NaOH调节pH至中性，加入10份丙烯酰胺溶解，得到第一溶液，然后将第一溶液加入到步骤1)得到预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮溶液中，再次加入0.1份的硫酸铵和亚硫酸氢钠引发剂，在80℃下，氮气保护下进行共聚，反应时间4h，得到反应产物。
步骤3)：用乙醇洗涤反应产物，80℃烘干，获得抗高温悬浮稳定剂。
试油完井液，以重量份计，该试油完井液的成分组成包括：水100份，有机盐90份，抗高温悬浮稳定剂2份，抗盐土3份，封堵剂3份，降滤失剂2份，加重剂350份，pH调节剂0.3份，其中，该试油完井液的密度为2.4g/cm3。
其中，有机盐是指甲酸钠和甲酸钾混合物，且其质量比为3:2；
其中，抗盐土是指海泡石和凹凸棒混合物，且其质量比为0.4:1；
其中，封堵剂是指600目、1250目、2000目的碳酸钙，其中三者的重量比为1:1:1；
其中，降滤失剂是丙烯酰胺-2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸-丙烯酸-N,N-二甲基丙烯酰胺四元共聚物；
其中，加重剂是指200目重晶石；
其中，pH调节剂是指NaOH。
有益效果评价：
采用的评价方式为测试实施例1-4以及对比例1-3中制备得到的完井液的沉降稳定性以及完井液的静切力。
沉降稳定性：将实施例1-4以及对比例1-3中制备得到的完井液在200℃条件下，静置老化15天，用玻璃棒探插观察法评价完井液沉降稳定性。
完井液的静切力：测试完成沉降稳定性后将完井液试样在11000r/min条件下用高速搅拌机搅拌20min，根据GB/T16783.1-2014标准测定在50℃条件下完井液的静切力，实验数据以及现象描述见下表1。
其中，静切力反映完井液流体在静止状态时，内部凝胶网状结构的强度。静切力的大小决定于单位体积内流体中结构链的数目与单个结构链的强度。流体内部结构序列逐渐趋向稳定，结构发育趋向完善，静切力也增大。因此，衡量凝胶强度增长的快慢，规定静切力必须测两次，按API标准规定是测量静止10秒和10分钟的静切力，分别称为初切力和终切力。静切力应保持一定的数值，以防止完井液中粗的颗粒很快下沉而造成事故。
表1
Figure BDA0003448984180000131
Figure BDA0003448984180000141
对比例1-3各原料与实施例1-4的各原料除了存在部分组分含量不同之外，还具有：
对比例如下，其中对比例1为实施例1中完井液不添加抗高温悬浮稳定剂，对比例2为实施例1中完井液不添加抗盐土，对比实施例3为实施1中，不使用超微加重材料。
对比例1的完井液不包括抗高温悬浮稳定剂且降滤失剂与实施例1-4不同；对比例2的完井液不包括抗盐土且降滤失剂与实施例1-4不同；对比例3的完井液不使用超微粉体加重(及2000目、4000目、6250目的重晶石)且降滤失剂与实施例1-4不同。
从表1中可以看出：
对比例1的静切力与实施例1-4相比较低，并且沉降稳定性表现不佳，具体地，罐表面有约3.5cm高液体析出、玻璃棒下落9cm以及底部有较硬的加重剂沉降。
对比例2的静切力比对比例1稍高，但是与实施例1-4相比较低；并且沉降稳定性表现优于对比例1，但是，底部略有沉降。
对比例3的静切力高于实施例1-4以及对比例1-2，但是沉降稳定性表现不佳，与实施例1-4存在差距，即完井液较稠，玻璃棒缓慢下落到底。
实施例1-4的完井液的静切力保持在一个合适的数值，并且兼具优异的沉降稳定性表现，即罐表面未见液体析出，玻璃棒能够自由下落到底；底部松软未见沉降。
本发明的实施例1-4的抗高温悬浮稳定剂采用N-乙烯基吡咯烷酮预聚合后进行共聚的技术方案，大大提高了产物分子链的刚性，增加了分子运动的阻力，提高了高温下吸附能力，N-乙烯基吡咯烷酮嵌段结构可以抑制分子链上酰胺基分解，抗高温悬浮稳定剂在高温下吸附能力强、水基稳定性好，具有优异的抗温、抗盐能力。实施例1-4的试油完井液，采用抗高温悬浮稳定剂配合纤维状粘土矿物海泡石、凹凸棒土等使用，高温、高盐的环境下悬浮稳定性好。实施例1-4使用例如是2000目、4000目、6250目的重晶石的超微粉体加重，固相颗粒沉降趋势大大减弱。
对比例1和对比例2均配合有抗盐土或高温悬浮稳定剂二者之一，不存在抗盐土和高温悬浮稳定剂的配合关系，因此，对比例1和对比例2的完井液的静切力和沉降稳定性均表现不佳。
对比例1不包括抗高温悬浮稳定剂，不存在N-乙烯基吡咯烷酮嵌段结构带来的在高温下吸附能力强、水基稳定性好，具有优异的抗温、抗盐等能力。因此，对比例1的静切力和沉降稳定性在所有试样中表现最差。
对比例3的完井液不使用超微粉体加重，完井液较稠，玻璃棒缓慢下落到底。
以上是本发明公开的示例性实施例，但是应当注意，在不背离权利要求限定的本发明实施例公开的范围的前提下，可以进行多种改变和修改。尽管本发明实施例公开的元素可以以个体形式描述或要求，但除非明确限制为单数，也可以理解为多个。
所属领域的普通技术人员应当理解：以上任何实施例的讨论仅为示例性的，并非旨在暗示本发明实施例公开的范围(包括权利要求)被限于这些例子；在本发明实施例的思路下，以上实施例或者不同实施例中的技术特征之间也可以进行组合，并存在如上本发明实施例的不同方面的许多其它变化，为了简明它们没有在细节中提供。因此，凡在本发明实施例的精神和原则之内，所做的任何省略、修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明实施例的保护范围之内。

Claims (16)

1.一种抗高温悬浮稳定剂的制备方法，其特征在于，包括步骤如下：
步骤1)：以重量份计，将15-30份N-乙烯基吡咯烷酮溶于50份水中，加入0.1-0.3份的引发剂，进行预聚合，得到预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮溶液；
步骤2)：以重量份计，在150份水中将20-30份的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶解，调节pH至中性后加入10-20份丙烯酰胺溶解，得到第一溶液，然后将所述第一溶液加入到步骤1)得到的预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮溶液中，之后再次加入0.1-0.3份的引发剂，进行共聚得到反应产物；
步骤3)：用乙醇洗涤步骤2)的反应产物，干燥后获得抗高温悬浮稳定剂。
2.根据权利要求1所述的抗高温悬浮稳定剂的制备方法，其特征在于，步骤1)的预聚合的反应温度为40-60℃，预聚合的反应时间为0.5-1小时。
3.根据权利要求1所述的抗高温悬浮稳定剂的制备方法，其特征在于，所述引发剂选自过硫酸铵和亚硫酸氢钠混合物，或过硫酸钾和亚硫酸氢钠的混合物。
4.根据权利要求1所述的抗高温悬浮稳定剂的制备方法，其特征在于，过硫酸铵或过硫酸钾为氧化剂，亚硫酸氢钠为还原剂；其中，氧化剂与还原剂的质量比(1.2-1.5)：1。
5.根据权利要求1所述的抗高温悬浮稳定剂的制备方法，其特征在于，步骤2)的共聚的反应温度为50-80℃，共聚的反应时间为4-8小时。
6.根据权利要求1所述的抗高温悬浮稳定剂的制备方法，其特征在于，步骤3)的干燥采用烘干的方式，烘干温度为80-105℃。
7.一种使用如权利要求1-6任一项所述的制备方法得到的抗高温悬浮稳定剂，其特征在于，所述抗高温悬浮稳定剂由预聚合的聚N-乙烯基吡咯烷酮、丙烯酰胺以及2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸在引发剂作用下共聚获得。
8.根据权利要求8所述的抗高温悬浮稳定剂，其特征在于，所述引发剂选自过硫酸铵和亚硫酸氢钠混合物，或过硫酸钾和亚硫酸氢钠的混合物。
9.一种高稳定性的试油完井液，其特征在于，以重量份计，其原料组成包括：水100份、有机盐30-90份、如权利要求7-8任一项所述的抗高温悬浮稳定剂2-7份、抗盐土3-5份、封堵剂3-6份、降滤失剂2-5份、加重剂80-350份以及pH调节剂0.3-0.5份。
10.根据权利要求9所述的高稳定性的试油完井液，其特征在于，所述试油完井液的密度为1.6-2.4g/cm3。
11.根据权利要求9所述的高稳定性的试油完井液，其特征在于，所述有机盐选自甲酸盐、乙酸盐、或甲酸盐和乙酸盐的混合物。
12.根据权利要求9所述的高稳定性的试油完井液，其特征在于，所述抗盐土选自海泡石、凹凸棒、或海泡石和凹凸棒的混合物，其中，海泡石和凹凸棒的混合物的质量比为海泡石：凹凸棒＝(0.4-0.8):1。
13.根据权利要求9所述的高稳定性的试油完井液，其特征在于，所述封堵剂包括600目的碳酸钙、1250目的碳酸钙和2000目的碳酸钙，其中600目的碳酸钙、1250目的碳酸钙和2000目的碳酸钙的重量比为1:1:1。
14.根据权利要求9所述的高稳定性的试油完井液，其特征在于，所述降滤失剂选自丙烯酰胺-2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸-丙烯酸-N,N-二甲基丙烯酰胺四元共聚物、丙烯酰胺-丙烯酸共聚物、或丙烯酰胺-2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸-丙烯酸-N,N-二甲基丙烯酰胺四元共聚物和丙烯酰胺-丙烯酸共聚物的混合物。
15.根据权利要求9所述的高稳定性的试油完井液，其特征在于，所述加重剂包括200目的重晶石、2000目的重晶石、4000目的重晶石以及6250目的重晶石，其中，2000目重晶石占比5-10wt％、4000目的重晶石占比10-25wt％、6250目的重晶石占比10-20wt％以及其余为200目的重晶石。
16.根据权利要求9所述的高稳定性的试油完井液，其特征在于，所述pH调节剂选自NaOH或KOH。
CN202111668612.4A 2021-12-30 2021-12-30 一种抗高温悬浮稳定剂及由其制备的高稳定性试油完井液 Pending CN116410707A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202111668612.4A CN116410707A (zh) 2021-12-30 2021-12-30 一种抗高温悬浮稳定剂及由其制备的高稳定性试油完井液

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202111668612.4A CN116410707A (zh) 2021-12-30 2021-12-30 一种抗高温悬浮稳定剂及由其制备的高稳定性试油完井液

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN116410707A true CN116410707A (zh) 2023-07-11

Family

ID=87051850

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202111668612.4A Pending CN116410707A (zh) 2021-12-30 2021-12-30 一种抗高温悬浮稳定剂及由其制备的高稳定性试油完井液

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN116410707A (zh)

Citations (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4609476A (en) * 1983-05-02 1986-09-02 Mobil Oil Corporation High temperature stable aqueous brine fluids
US5380705A (en) * 1990-01-25 1995-01-10 Phillips Petroleum Company Drilling mud comprising tetrapolymer consisting of n-vinyl-2-pyrrolidone, acrylamidopropanesulfonicacid, acrylamide, and acrylic acid
US5620947A (en) * 1994-12-27 1997-04-15 Exxon Production Research Company Water-based high temperature well servicing composition and method of using same
CN101126017A (zh) * 2006-08-15 2008-02-20 中国石油天然气集团公司 油井注水泥用隔离液
US20100122816A1 (en) * 2008-11-19 2010-05-20 Sam Lewis Density-Matched Suspensions and Associated Methods
CN103130953A (zh) * 2013-02-22 2013-06-05 中国石油大学(华东) 一种钻井液用抗高温抗饱和盐降滤失剂的制备方法
CN103146361A (zh) * 2013-02-22 2013-06-12 中国石油天然气股份有限公司 一种环保型油基钻井液增粘剂及其制备方法
CN104151490A (zh) * 2014-06-10 2014-11-19 翟常忠 一种钻井液用抗高温抗盐降滤失剂及其制备方法
CN104371673A (zh) * 2013-08-12 2015-02-25 中国石油化工股份有限公司 一种用于高密度钻井液的加重剂及其制法和含有该加重剂的钻井液
US20150191642A1 (en) * 2014-01-08 2015-07-09 Hercules Incorporated Cementing fluid and methods for producing the same
CN105754563A (zh) * 2016-03-14 2016-07-13 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 一种适用于大位移井的有机盐钻井液
US20160272868A1 (en) * 2013-06-27 2016-09-22 Isp Investments Inc. A high-temperature high-pressure (hthp) stable synthetic polymer for water based oil-well servicing fluids
US20190127627A1 (en) * 2013-06-26 2019-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Crosslinked n-vinylpyrrolidone polymers for use in subterranean formations and wells
CN111154462A (zh) * 2020-02-05 2020-05-15 古莱特科技股份有限公司 一种长效稳定型甲酸盐完井液及其制备方法和应用
CN113736016A (zh) * 2021-10-13 2021-12-03 中国石油天然气集团有限公司 油井水泥用耐高温聚合悬浮稳定剂水泥浆及其制备方法

Patent Citations (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4609476A (en) * 1983-05-02 1986-09-02 Mobil Oil Corporation High temperature stable aqueous brine fluids
US5380705A (en) * 1990-01-25 1995-01-10 Phillips Petroleum Company Drilling mud comprising tetrapolymer consisting of n-vinyl-2-pyrrolidone, acrylamidopropanesulfonicacid, acrylamide, and acrylic acid
US5620947A (en) * 1994-12-27 1997-04-15 Exxon Production Research Company Water-based high temperature well servicing composition and method of using same
CN101126017A (zh) * 2006-08-15 2008-02-20 中国石油天然气集团公司 油井注水泥用隔离液
US20100122816A1 (en) * 2008-11-19 2010-05-20 Sam Lewis Density-Matched Suspensions and Associated Methods
CN103146361A (zh) * 2013-02-22 2013-06-12 中国石油天然气股份有限公司 一种环保型油基钻井液增粘剂及其制备方法
CN103130953A (zh) * 2013-02-22 2013-06-05 中国石油大学(华东) 一种钻井液用抗高温抗饱和盐降滤失剂的制备方法
US20190127627A1 (en) * 2013-06-26 2019-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Crosslinked n-vinylpyrrolidone polymers for use in subterranean formations and wells
US20160272868A1 (en) * 2013-06-27 2016-09-22 Isp Investments Inc. A high-temperature high-pressure (hthp) stable synthetic polymer for water based oil-well servicing fluids
CN104371673A (zh) * 2013-08-12 2015-02-25 中国石油化工股份有限公司 一种用于高密度钻井液的加重剂及其制法和含有该加重剂的钻井液
US20150191642A1 (en) * 2014-01-08 2015-07-09 Hercules Incorporated Cementing fluid and methods for producing the same
CN104151490A (zh) * 2014-06-10 2014-11-19 翟常忠 一种钻井液用抗高温抗盐降滤失剂及其制备方法
CN105754563A (zh) * 2016-03-14 2016-07-13 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 一种适用于大位移井的有机盐钻井液
CN111154462A (zh) * 2020-02-05 2020-05-15 古莱特科技股份有限公司 一种长效稳定型甲酸盐完井液及其制备方法和应用
CN113736016A (zh) * 2021-10-13 2021-12-03 中国石油天然气集团有限公司 油井水泥用耐高温聚合悬浮稳定剂水泥浆及其制备方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP3231852B1 (en) Multifunctional composite fracturing fluid system
CN105658759B (zh) 用于油田应用的包含交联聚乙烯吡咯烷酮的流体组合物
CN101775273B (zh) 一种抗高温油气井固井用基液及制备方法和应用
CN108659801B (zh) 抗248℃超高温的低密度水基钻井液及其制备方法与应用
NO149309B (no) Anvendelse av vannloeselige anioniske polymerisater som additiv i dypborsementer
CN110452326B (zh) 水基钻井液用包被剂及其制备方法
US11447589B2 (en) Temperature-resistant and anti-collapse multi-branched polymer fluid loss reducer and preparation method thereof
CN113698534A (zh) 高性能环保水基钻井液用井壁稳定剂用聚合物
US8980800B2 (en) Methods for reducing fluid loss of a viscoelastic surfactant gel into a subterranean formation
WO2019183390A1 (en) Preformed particle gel for enhanced oil recovery
CN116410402A (zh) 一种压裂用降阻剂及其制备方法
CN113930222B (zh) 一种抗高温高密度聚磺水基钻井液及其制备方法
CN115124667A (zh) 一种用于高温高密度盐水钻井液的降滤失剂的制备方法
CN117866140A (zh) 一种具有耐温抗盐能力的变黏减阻剂及其制备方法
CN110818838B (zh) 一种钻井液处理剂及制备方法
AU2015384198B2 (en) Crosslinked polymer compositions for use in subterranean formation operations
CN111704695B (zh) 一种多功能钻井处理剂及其制备和应用
CN116410707A (zh) 一种抗高温悬浮稳定剂及由其制备的高稳定性试油完井液
CN110819319B (zh) 一种钻井液体系及制备方法
CN108424754B (zh) 一种抗高温高钙盐钻井液及制备方法
US4485224A (en) Acrylamide polymerization
CN114456793B (zh) 一种针对低渗透稠油油藏的自降粘压裂液及其制备方法
CN110387006B (zh) 丙烯酰胺类聚合物反相乳液及其在水基钻井液中作为超分子包被剂的应用
CN112390908B (zh) 聚合物悬浮液及其制备方法和应用
CN115725276A (zh) 一种可酸溶低冲蚀超微加重钻井液体系及其制备方法和应用

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination