CN111925470A - 一种页岩气水基钻井液用石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂及其制备方法 - Google Patents

一种页岩气水基钻井液用石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂及其制备方法 Download PDF

Info

Publication number
CN111925470A
CN111925470A CN201910392315.8A CN201910392315A CN111925470A CN 111925470 A CN111925470 A CN 111925470A CN 201910392315 A CN201910392315 A CN 201910392315A CN 111925470 A CN111925470 A CN 111925470A
Authority
CN
China
Prior art keywords
graphene
low permeability
forming agent
methyl
polymer ultra
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
CN201910392315.8A
Other languages
English (en)
Other versions
CN111925470B (zh
Inventor
王伟吉
金军斌
徐江
董晓强
高伟
李雄
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 Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Original Assignee
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
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 Petroleum and Chemical Corp, Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering filed Critical China Petroleum and Chemical Corp
Priority to CN201910392315.8A priority Critical patent/CN111925470B/zh
Publication of CN111925470A publication Critical patent/CN111925470A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN111925470B publication Critical patent/CN111925470B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • 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
    • C08F212/00—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 an aromatic carbocyclic ring
    • C08F212/02—Monomers containing only one unsaturated aliphatic radical
    • C08F212/04—Monomers containing only one unsaturated aliphatic radical containing one ring
    • C08F212/14—Monomers containing only one unsaturated aliphatic radical containing one ring substituted by heteroatoms or groups containing heteroatoms
    • 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
    • C08F220/10—Esters
    • C08F220/12—Esters of monohydric alcohols or phenols
    • C08F220/14—Methyl esters, e.g. methyl (meth)acrylate
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08K—Use of inorganic or non-macromolecular organic substances as compounding ingredients
    • C08K3/00—Use of inorganic substances as compounding ingredients
    • C08K3/02—Elements
    • C08K3/04—Carbon
    • C08K3/042—Graphene or derivatives, e.g. graphene oxides
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08K—Use of inorganic or non-macromolecular organic substances as compounding ingredients
    • C08K9/00—Use of pretreated ingredients
    • 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
    • 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)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Polymers & Plastics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)

Abstract

本发明公开了一种石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂及其制备方法。成膜剂包括氧化石墨烯0.05～0.1份、单体20～25份、引发剂0.05～0.1份和水100份。制备方法包括将氧化石墨烯水溶液加入水中，超声分散，然后加入单体搅拌至完全溶解，超声分散，调节溶液pH值至8～9，加热溶液，接着加入引发剂，进行反应，最后将产物沉淀、洗涤、干燥。本发明还公开了一种含有所述成膜剂的钻井液。该石墨烯/聚合物超低渗成膜剂具有超低渗透特性、抗温180℃以上、耐盐至饱和，能够通过大量吸附基团紧密吸附在页岩表面，显著降低页岩表面的渗透性，起到阻缓压力传递与滤液侵入的作用，增强页岩井壁稳定性。

Description

一种页岩气水基钻井液用石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂及 其制备方法
技术领域
本发明涉及石油、天然气钻探领域，具体地说，是涉及一种石油、天然气钻井过程中页岩气水基钻井液用石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂及其制备方法，和包括所述成膜剂的钻井液，用于钻井液施工中。
背景技术
我国页岩气资源预测技术可采储量达10.3×1012～47×1012m3，具有良好的勘探开发前景，当前我国页岩气资源勘探开发备受重视，针对页岩气的成藏特征，页岩气开发以大位移井、丛式水平井布井为主。由于页岩地层发育微裂隙、水敏性强，长水平段钻井中易发生严重的井壁稳定问题，严重制约了页岩气勘探开发进程。暗色富有机质页岩性脆、质硬，层理、微裂缝十分发育，呈三维网络状分布。钻遇裂缝性页岩地层后，在井底压差、毛细管力、化学势差等驱动力作用下，钻井液滤液优先沿着微裂缝或层理面侵入页岩内部，造成近井壁地层孔隙压力增加，削弱了钻井液液柱压力对井壁的有效力学支撑；钻井液滤液侵入改变了地层原有的物理化学平衡，发生水化作用，同时，钻井液滤液的“楔入”作用促使微裂缝的开裂、扩展、分叉、再扩展，直至相互贯通，最终发生宏观破坏。因此，维持井壁稳定的关键是加强对微孔、微裂隙的致密封堵，减少滤液侵入及压力传递效应。
成膜剂是在成膜钻井液体系研究的背景下产生的，它能在井壁上形成一层封堵膜，可封堵页岩气地层微裂缝和孔隙，阻缓压力传递及滤液侵入，有效降低泥页岩水化效应，维持井壁稳定，保护储层。常规聚合物类成膜剂非渗透性差，抗温性、耐盐性能不理想，在页岩气水基钻井液中用量较大，极大地增加了成本。
专利CN106543989A(类油基钻井液体系及其制备方法和应用)涉及一种类油基钻井液体系，该体系由下述组分混合制得，土浆、仿生抑制剂、仿生封堵剂、仿生固壁剂、抗高温降滤失剂、成膜剂。该体系中的成膜剂是聚丙烯酸聚氨酯，该成膜剂为常规聚合物类成膜剂，非渗透性差，抗温性、耐盐性能不理想。
石墨烯具有独特的分子结构，良好的导热性，稳定性强，比表面积大。氧化后的石墨烯虽然导电性和机械强度有所下降，但石墨片层表面及边缘被引入了大量的羟基、羧基、环氧基等含氧官能团，极大地增强了其在极性溶剂中的分散稳定性，使其能广泛应用到复合材料的制备中。研究表明，少量的石墨烯就能显著提高聚合物的化学、热学和力学等性能，石墨烯极薄且韧性强，非渗透性强，具有能够阻止几乎所有气体和液体穿透的能力。目前，石墨烯/聚合物纳米复合材料是石墨烯最具广泛应用前景的领域之一，但是在钻井液中的应用研究较少。因此，结合石墨烯具有增强聚合物刚性、抗温性、耐盐性等特点及其自身的超低渗透特性，本发明研制了一种石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂，以增强钻井液对页岩气地层的致密封堵性能。
鉴于常规聚合物类成膜剂非渗透性差，抗温性、耐盐性能不理想，在页岩气水基钻井液中用量较大，极大地增加了成本。本发明提出一种石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂及其制备方法，将石墨烯引入超低渗透膜的制备中，利用石墨烯自身的超低渗透特性及其增强聚合物刚性、抗温性、耐盐性等优异特性，研制成一种非渗透性、抗温及耐盐性强的石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂，以增强水基钻井液对页岩气地层的致密封堵性能。
发明内容
为解决以上现有技术中存在的问题，本发明提供了一种页岩气水基钻井液用石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂及其制备方法，可以提高钻井液阻缓压力传递的能力，还可以大幅度提高钻井液改善泥岩半透膜性质的能力，利于保持页岩井壁稳定，降低钻井成本。
本发明的目的之一是提供一种页岩气水基钻井液用石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂，所述成膜剂是由包含以下组分的原料反应得到，以重量份计：
Figure BDA0002056960810000031
其中，所述单体优选自2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸(AMPS)、对苯乙烯磺酸钠(SSS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、苯乙烯(St)、甲基丙烯酸甲酯(MMA)、羟乙基丙烯酸甲酯、丙烯酸(AA)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)、甲基丙烯酸乙酯中的至少一种；更优选2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸(AMPS)、对苯乙烯磺酸钠(SSS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、苯乙烯(St)、甲基丙烯酸甲酯(MMA)、丙烯酸(AA)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)中的一种以上。
进一步地，所述单体可选择以下组合：2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸、对苯乙烯磺酸钠、N-乙烯基吡咯烷酮和二甲基二烯丙基氯化铵，其中2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸、对苯乙烯磺酸钠、N-乙烯基吡咯烷酮和二甲基二烯丙基氯化铵单体摩尔比为2.5～3.5:5～7:3～4:0.5～2，优选为3～3.5:6～7:3～3.5:1～2，或者2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸、丙烯酸、N-乙烯基吡咯烷酮和二甲基二烯丙基氯化铵，其中2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸、丙烯酸、N-乙烯基吡咯烷酮和二甲基二烯丙基氯化铵单体摩尔比为3～5:0.5～2:2～3.5:0.5～2，优选为3～4:1～2:2.5～3.5:1～2，或者2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸、苯乙烯、甲基丙烯酸甲酯和二甲基二烯丙基氯化铵，其中2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸、苯乙烯、甲基丙烯酸甲酯和二甲基二烯丙基氯化铵单体摩尔比为2～4:2～3:3～5:1～3，优选为3～4:2～2.5:4～5:1～2。
所述引发剂选择本领域中常用的引发剂，优选自过硫酸钾、偶氮二异丁腈、偶氮二异庚腈、异丙苯过氧化氢、过氧化苯甲酰中的至少一种。
所述水优选为去离子水。
所述氧化石墨烯采用市售产品或者自制得到。目前，氧化石墨烯的制备方法很多，其中改进的Hummers方法具有氧化程度高、反应速度快，操作流程简单、安全性高等优点，在氧化石墨烯的制备过程中较为常用。本发明选用天然鳞片状石墨，优选通过改进的Hummers方法将其制成氧化石墨，然后通过超声分散处理，将其制成氧化石墨烯。
本发明的石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂还可根据加工需要添加各种本领域常用助剂，如乳化剂等，其用量均为常规用量，或根据实际情况的要求进行调整。
本发明的目的之二是提供一种页岩气水基钻井液用石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂的制备方法，包括以下步骤：
将氧化石墨烯水溶液加入水中，超声分散，然后加入单体搅拌至完全溶解，超声分散，调节溶液pH值至8～9，加热溶液，接着加入引发剂，进行反应，最后将产物沉淀、洗涤、干燥得到所述成膜剂。
优选地，所述石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂的制备方法可包括步骤如下：
(1)石墨烯表面活化处理
选用天然鳞片状石墨，通过改进的Hummers方法将其制成氧化石墨，然后通过超声分散处理，将其制成氧化石墨烯水溶液。
具体方法可采用以下步骤：
在100mL三口烧瓶中加入50mL浓硫酸，18g过硫酸钾，17g五氧化二磷，磁力搅拌混合均匀并加热至85℃后，缓慢加入30g天然鳞片状石墨，反应6h。将混合溶液缓慢倒入冰水混合物中，搅拌至溶液完全放热，过滤后用去离子水将产物洗涤数次，105℃下真空干燥24h，得到预氧化石墨。在250mL三口烧瓶中加入120mL浓硫酸，6g预氧化石墨，室温下磁力搅拌均匀后置于冰浴中，缓慢加入15g高锰酸钾，搅拌至完全溶解，升温至35℃反应4h，然后加入100mL去离子水，在90℃下继续反应1h，缓慢滴加20mL双氧水，待混合物变为金黄色后，离心沉淀。将沉淀物用10％稀盐酸离心洗涤数次至上清液透明，然后用蒸馏水洗涤数次至溶液中无SO42-，调节pH值至8～9。采用FS-900N超声波处理器，600W功率下超声分散1h，得到氧化石墨烯分散液，置于4℃的冰箱中冷藏保存。
(2)石墨烯/聚合物超低渗成膜剂的制备
在烧杯中加入去离子水、氧化石墨烯水溶液，超声分散30～50min，将单体加入溶液中，搅拌至完全溶解，超声分散30～50min，用30％NaOH溶液调节溶液pH值至8～9，将溶液加热，磁力搅拌下缓慢加入引发剂，进行反应，将产物用甲醇沉淀、洗涤，除去未反应的单体及可能的均聚物，将产物置于真空干燥器中烘干至恒重，采用超离心研磨仪将产品粉碎研磨备用。
根据本发明所述的页岩气水基钻井液用石墨烯/聚合物超低渗成膜剂制备方法，优选所述氧化石墨烯水溶液的浓度为2～5mg/mL。
根据本发明所述的页岩气水基钻井液用石墨烯/聚合物超低渗成膜剂制备方法，优选反应温度为70～100℃，进一步优选，反应温度为80～90℃。其中加热方式优选为水浴加热。
根据本发明所述的页岩气水基钻井液用石墨烯/聚合物超低渗成膜剂制备方法，优选反应时间为7.5～9小时。
根据本发明所述的页岩气水基钻井液用石墨烯/聚合物超低渗成膜剂制备方法，优选搅拌速度为100～500r/min。进一步优选搅拌速度为200～300r/min。
根据本发明所述的页岩气水基钻井液用石墨烯/聚合物超低渗成膜剂制备方法，采用的超声分散为现有技术中已有的能够提供超声分散的设备，优选采用细胞粉碎机，功率50～1200W可调。
本发明的目的之三为提供一种钻井液，在应用时直接将所述石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂加入钻井液基浆中即可。其中所述石墨烯/聚合物超低渗成膜剂的用量优选为钻井液基浆重量的1～3wt％。
本发明具有以下效果：
(1)本发明提供的石墨烯/聚合物超低渗成膜剂制备方法，是在密闭加热条件下采用单体如2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸(AMPS)、对苯乙烯磺酸钠(SSS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)等在石墨烯表面进行接枝聚合反应，该制备方法操作简便，工艺简单。
(2)本发明提供的石墨烯/聚合物超低渗成膜剂具有超低渗透特性、抗温180℃以上、耐盐至饱和，能够通过大量吸附基团紧密吸附在页岩表面，显著降低页岩表面的渗透性，页岩渗透率降低两个数量级以上，起到阻缓压力传递与滤液侵入的作用，增强页岩井壁稳定性。
(3)本发明提供的石墨烯/聚合物超低渗成膜剂可以直接加入水基钻井液中，使用方便，且不会因为钻井液起泡等问题而影响钻井液体系的性能。
本发明所述超低渗透成膜剂具有良好的致密封堵性能，可显著降低页岩表面的渗透性，起到阻缓压力传递与滤液侵入的作用，增强页岩井壁稳定性，同时具有与钻井液体系配伍性良好的特点，可减少钻井液处理剂的使用数量，降低钻井液维护难度，具有良好的推广应用潜力。
附图说明
图1为实施例1制备的氧化石墨烯/聚合物超低渗成膜剂的透射电镜照片。由图1可知，氧化石墨烯基本呈大片层结构分布，横向尺寸约为400～1100nm，氧化石墨烯片层的透明度较好，表明其厚度较小。另外，图中可明显观察到部分氧化石墨烯薄片弯曲褶皱、折叠在一起，表明氧化石墨烯薄片本身具有较好的柔韧性。
图2为图1的局部放大图。
图3为实施例1制备的氧化石墨烯/聚合物超低渗成膜剂的原子力显微镜照片。由图3可知，片层颜色光亮透明，表明氧化石墨烯片层较薄，平均厚度为0.46-0.92nm，表明在超声分散的作用下，氧化石墨基本被完全剥离成单片层的氧化石墨烯。
图4为图3的三维立体图。
具体实施方式
以下通过具体实施例详细说明本发明的技术特点，但这些实施实例并非用于限制本发明的保护范围。
实施例中所用原料均为市售得到。
实施例1：
(1)石墨烯表面活化处理
在100mL三口烧瓶中加入50mL浓硫酸，18g过硫酸钾，17g五氧化二磷，磁力搅拌混合均匀并加热至85℃后，缓慢加入30g天然鳞片状石墨，反应6h。将混合溶液缓慢倒入冰水混合物中，搅拌至溶液完全放热，过滤后用去离子水将产物洗涤数次，105℃下真空干燥24h，得到预氧化石墨。在250mL三口烧瓶中加入120mL浓硫酸，6g预氧化石墨，室温下磁力搅拌均匀后置于冰浴中，缓慢加入15g高锰酸钾，搅拌至完全溶解，升温至35℃反应4h，然后加入100mL去离子水，在90℃下继续反应1h，缓慢滴加20mL双氧水，待混合物变为金黄色后，离心沉淀。将沉淀物用10％稀盐酸离心洗涤数次至上清液透明，然后用蒸馏水洗涤数次至溶液中无SO4 2-，调节pH值至8～9。采用FS-900N超声波处理器，600W功率下超声分散1h，得到氧化石墨烯分散液，置于4℃的冰箱中冷藏保存。
(2)氧化石墨烯/聚合物超低渗成膜剂的制备
在200mL烧杯中加入150mL去离子水、50mL浓度为2mg/mL的氧化石墨烯水溶液，超声分散30min，将单体2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸(AMPS)、对苯乙烯磺酸钠(SSS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)按摩尔比3:6:3:1依次加入溶液中(单体总浓度24％)，搅拌至完全溶解，搅拌速度为300r/min，超声分散30min，用30％NaOH溶液调节溶液pH值至8，将溶液加热到90℃，磁力搅拌下缓慢加入0.1g引发剂过硫酸钾，反应8h。将产物用甲醇沉淀、洗涤，除去未反应的单体及可能的均聚物，将产物置于105℃真空干燥器中烘干至恒重，采用超离心研磨仪将产品粉碎研磨备用。
实施例2：
(1)石墨烯表面活化处理
在100mL三口烧瓶中加入50mL浓硫酸，18g过硫酸钾，17g五氧化二磷，磁力搅拌混合均匀并加热至85℃后，缓慢加入30g天然鳞片状石墨，反应6h。将混合溶液缓慢倒入冰水混合物中，搅拌至溶液完全放热，过滤后用去离子水将产物洗涤数次，105℃下真空干燥24h，得到预氧化石墨。在250mL三口烧瓶中加入120mL浓硫酸，6g预氧化石墨，室温下磁力搅拌均匀后置于冰浴中，缓慢加入15g高锰酸钾，搅拌至完全溶解，升温至35℃反应4h，然后加入100mL去离子水，在90℃下继续反应1h，缓慢滴加20mL双氧水，待混合物变为金黄色后，离心沉淀。将沉淀物用10％稀盐酸离心洗涤数次至上清液透明，然后用蒸馏水洗涤数次至溶液中无SO4 2-，调节pH值至8～9。采用FS-900N超声波处理器，600W功率下超声分散1h，得到氧化石墨烯分散液，置于4℃的冰箱中冷藏保存。
(2)氧化石墨烯/聚合物超低渗成膜剂的制备
在200mL烧杯中加入150mL去离子水、50mL浓度为4mg/mL的氧化石墨烯水溶液，超声分散45min，将单体2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸(AMPS)、丙烯酸(AA)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)按摩尔比4:2:3:1依次加入溶液中(单体总浓度22％)，搅拌至完全溶解，搅拌速度为300r/min，超声分散40min，用30％NaOH溶液调节溶液pH值至8，将溶液加热到80℃，磁力搅拌下缓慢加入0.15g引发剂偶氮二异丁腈，反应8.5h。将产物用甲醇沉淀、洗涤，除去未反应的单体及可能的均聚物，将产物置于105℃真空干燥器中烘干至恒重，采用超离心研磨仪将产品粉碎研磨备用。
实施例3：
(1)石墨烯表面活化处理
在100mL三口烧瓶中加入50mL浓硫酸，18g过硫酸钾，17g五氧化二磷，磁力搅拌混合均匀并加热至85℃后，缓慢加入30g天然鳞片状石墨，反应6h。将混合溶液缓慢倒入冰水混合物中，搅拌至溶液完全放热，过滤后用去离子水将产物洗涤数次，105℃下真空干燥24h，得到预氧化石墨。在250mL三口烧瓶中加入120mL浓硫酸，6g预氧化石墨，室温下磁力搅拌均匀后置于冰浴中，缓慢加入15g高锰酸钾，搅拌至完全溶解，升温至35℃反应4h，然后加入100mL去离子水，在90℃下继续反应1h，缓慢滴加20mL双氧水，待混合物变为金黄色后，离心沉淀。将沉淀物用10％稀盐酸离心洗涤数次至上清液透明，然后用蒸馏水洗涤数次至溶液中无SO4 2-，调节pH值至8～9。采用FS-900N超声波处理器，600W功率下超声分散1h，得到氧化石墨烯分散液，置于4℃的冰箱中冷藏保存。
(2)氧化石墨烯/聚合物超低渗成膜剂的制备
在200mL烧杯中加入150mL去离子水、50mL浓度为2mg/mL的氧化石墨烯水溶液，超声分散30min，将单体2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸(AMPS)、苯乙烯(St)、甲基丙烯酸甲酯(MMA)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)按摩尔比3:2:4:2依次加入溶液中(单体总浓度25％)，搅拌至完全溶解，搅拌速度为300r/min，超声分散40min，用30％NaOH溶液调节溶液pH值至9，将溶液加热到75℃，磁力搅拌下缓慢加入0.15g引发剂异丙苯过氧化氢，反应7.5h。将产物用甲醇沉淀、洗涤，除去未反应的单体及可能的均聚物，将产物置于105℃真空干燥器中烘干至恒重，采用超离心研磨仪将产品粉碎研磨备用。
下面对实施例的产品性能及应用效果进行说明。
(1)封堵性能评价
借助高温高压井壁泥页岩/钻井液作用模拟实验装置，选取四川盆地龙马溪组页岩岩心，利用压力传递实验评价本发明的页岩气水基钻井液用氧化石墨烯/聚合物超低渗成膜剂封堵性能。实验方法如下：将页岩岩心置于岩心加持器，施加轴压与围压、加热至指定实验条件，以充分模拟实际地层温度压力环境；选定岩心上游、下游试液，建立岩心上游、下游的初始压差，保持上游压力不变，通过压力传感器和差压传感器实时检测岩心下端封闭流体的动态压力变化，并以实验前后岩心渗透率作为技术指标来评价氧化石墨烯/聚合物超低渗成膜剂的封堵性能，实验结果列于表1中。
表1氧化石墨烯/聚合物超低渗成膜剂封堵性能测试结果
Figure BDA0002056960810000101
由表1可知，加入实施例1、实施例2、实施例3的上游试液与岩心作用后，能够显著降低页岩渗透率，渗透率降低率均达95％以上，阻缓压力传递与滤液侵入，增强裂缝页岩地层井壁稳定性。
(2)配伍性测试
测试方法：采用GB/T 16783-1997：水基钻井液现场测试程序。
基浆配制：在高搅杯中加入4％预水化膨润土浆350mL，不断搅拌下依次加入0.8g黄原胶、1.2g聚阴离子纤维素和4.0g改性淀粉，搅拌30分钟，即为基浆。
实验浆配制及测试：分别向实验基浆中加入2wt％的评价样品，高速搅拌均匀，利用六速粘度计与中压滤失仪测试实验浆的流变性及滤失性。将实验浆装入高温老化罐中，在180℃下热滚老化16h，用同样方法测试其流变性及滤失性，结果见表2。
表2钻井液流变滤失性能测试结果
Figure BDA0002056960810000111
注：AV为钻井液表观粘度；PV为钻井液塑性粘度；YP为钻井液动切力；API为钻井液中压失水量。
由表2可知，本发明的页岩气水基钻井液用氧化石墨烯/聚合物超低渗成膜剂对钻井液的流变性能基本没有影响，但能够显著地改善钻井液的滤失性，降低钻井液的API滤失量(50％以上)。

Claims (10)

1.一种页岩气水基钻井液用石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂，其特征在于所述成膜剂是由包含以下组分的原料反应得到，以重量份计：
Figure FDA0002056960800000011
2.根据权利要求1所述的石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂，其特征在于所述成膜剂是由包含以下组分的原料反应得到，以重量份计：
Figure FDA0002056960800000012
3.根据权利要求1所述的石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂，其特征在于：
所述单体选自2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸、对苯乙烯磺酸钠、N-乙烯基吡咯烷酮、苯乙烯、甲基丙烯酸甲酯、羟乙基丙烯酸甲酯、丙烯酸、二甲基二烯丙基氯化铵、甲基丙烯酸乙酯中的至少一种，所述单体优选自2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸、对苯乙烯磺酸钠、N-乙烯基吡咯烷酮、苯乙烯、甲基丙烯酸甲酯、丙烯酸、二甲基二烯丙基氯化铵中的一种以上。
4.根据权利要求3所述的石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂，其特征在于：
所述单体选自2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸、对苯乙烯磺酸钠、N-乙烯基吡咯烷酮和二甲基二烯丙基氯化铵，其中2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸、对苯乙烯磺酸钠、N-乙烯基吡咯烷酮和二甲基二烯丙基氯化铵的摩尔比为2.5～3.5:5～7:3～4:0.5～2。
5.根据权利要求3所述的石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂，其特征在于：
所述单体选自2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸、丙烯酸、N-乙烯基吡咯烷酮和二甲基二烯丙基氯化铵，其中2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸、丙烯酸、N-乙烯基吡咯烷酮和二甲基二烯丙基氯化铵的摩尔比为3～5:0.5～2:2～3.5:0.5～2。
6.根据权利要求3所述的石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂，其特征在于：
所述单体选自丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸、苯乙烯、甲基丙烯酸甲酯和二甲基二烯丙基氯化铵，其中2-丙烯酰胺基-2-甲基-丙磺酸、苯乙烯、甲基丙烯酸甲酯和二甲基二烯丙基氯化铵的摩尔比为2～4:2～3:3～5:1～3。
7.根据权利要求1所述的石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂，其特征在于：
所述引发剂选自过硫酸钾、偶氮二异丁腈、偶氮二异庚腈、异丙苯过氧化氢、过氧化苯甲酰中的至少一种。
8.一种根据权利要求1～7之任一项所述的石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂的制备方法，其特征在于所述制备方法包括以下步骤：
将氧化石墨烯水溶液加入水中，超声分散，然后加入单体搅拌至完全溶解，超声分散，调节溶液pH值至8～9，加热溶液，接着加入引发剂，进行反应，最后将产物沉淀、洗涤、干燥得到所述成膜剂。
9.根据权利要求8所述的石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂的制备方法，其特征在于：
所述氧化石墨烯水溶液的浓度为2～5mg/mL；
反应温度为70～100℃，反应时间为7.5～9h，搅拌速度为100～500r/min。
10.一种钻井液，其特征在于所述钻井液含有如权利要求1～7之任一项所述的石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂，所述成膜剂的用量优选为钻井液基浆的1～3wt％。
CN201910392315.8A 2019-05-13 2019-05-13 一种页岩气水基钻井液用石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂及其制备方法 Active CN111925470B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910392315.8A CN111925470B (zh) 2019-05-13 2019-05-13 一种页岩气水基钻井液用石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂及其制备方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910392315.8A CN111925470B (zh) 2019-05-13 2019-05-13 一种页岩气水基钻井液用石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂及其制备方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN111925470A true CN111925470A (zh) 2020-11-13
CN111925470B CN111925470B (zh) 2022-11-29

Family

ID=73282781

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201910392315.8A Active CN111925470B (zh) 2019-05-13 2019-05-13 一种页岩气水基钻井液用石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂及其制备方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN111925470B (zh)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113355061A (zh) * 2021-06-22 2021-09-07 西南石油大学 一种外柔内刚型油基钻井液纳米封堵剂及油基钻井液
CN115677900A (zh) * 2022-11-05 2023-02-03 西南石油大学 一种高温高密度饱和盐水钻井液及其制备方法
CN116218504A (zh) * 2022-12-12 2023-06-06 河南天祥新材料股份有限公司 一种有效降低胍胶吸附在岩石表面的压裂液及其制备方法

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2997090A1 (fr) * 2012-10-19 2014-04-25 Arkema France Fluide de forage contenant du graphene

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2997090A1 (fr) * 2012-10-19 2014-04-25 Arkema France Fluide de forage contenant du graphene

Non-Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
于培志等: "《钻井液实验与指导》", 31 January 2015, 地质出版社 *
姜肇中等: "《玻璃纤维应用技术》", 31 January 2004, 中国石化出版社 *
强涛涛: "《合成革化学品》", 31 July 2016, 中国轻工业出版社 *
曲建峰等: "氧化石墨烯新型抗高温降滤失剂的合成与评价", 《钻井液与完井液》 *
朱万强: "《涂料基础教程》", 30 June 2012, 西南交通大学出版社 *
李静秋等: "《药用辅料-彩色包衣粉应用技术》", 31 May 2000, 化学工业出版社 *

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113355061A (zh) * 2021-06-22 2021-09-07 西南石油大学 一种外柔内刚型油基钻井液纳米封堵剂及油基钻井液
CN115677900A (zh) * 2022-11-05 2023-02-03 西南石油大学 一种高温高密度饱和盐水钻井液及其制备方法
CN116218504A (zh) * 2022-12-12 2023-06-06 河南天祥新材料股份有限公司 一种有效降低胍胶吸附在岩石表面的压裂液及其制备方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN111925470B (zh) 2022-11-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN111925470B (zh) 一种页岩气水基钻井液用石墨烯/聚合物超低渗透成膜剂及其制备方法
CN111875758B (zh) 一种水基钻井液用环保型抗超高温降滤失剂的制备方法
CN112175153B (zh) 一种高分子聚合物及其制备方法和应用
CN103865008B (zh) 聚酰胺-胺杂化纳米二氧化硅超支化聚合物及其制备方法
CN109777378B (zh) 一种抗高温、抗盐钻井液用纳米乳液共聚物降滤失剂的制备方法
CN104762071A (zh) 一种水基钻井液用页岩微纳米颗粒封堵剂的制备方法
CN111732940B (zh) 水基钻井液用增效剂及其制备方法、水基钻井液和应用
CN101824103A (zh) 一种聚丙烯酰胺无机纳米复合材料钻井液助剂及其制备方法
CN103525379A (zh) 一种聚合物纳米二氧化硅抗温耐盐降失水剂及其制备方法
WO2019024476A1 (zh) 一种稠油活化剂及其制备方法与应用
CN110982009B (zh) 一种含氟聚合物微乳液润湿反转剂及其制备方法与应用
CN102070754A (zh) 一种新型阴离子型热增粘水溶性聚合物
CN114456325B (zh) 一种疏水膜结构固壁剂及其制备方法与应用
CN114214046B (zh) 一种抗高温改性二氧化锰纳米封堵剂及油基钻井液
US11578250B1 (en) Cementitious plugging wall solidifer for water-based drilling fluid, and a preparation method thereof and a water-based drilling fluid
Li et al. A zwitterionic copolymer as fluid loss reducer for water-based drilling fluids in high temperature and high salinity conditions
CN114989351A (zh) 一种水基钻井液用低分子量抗高温抗饱和盐降滤失剂及其制备方法与应用
Zhou et al. Preparation and crosslinking mechanism of delayed swelling double-crosslinking nano polymer gel microsphere for anti-CO2 gas channeling
CN110305649B (zh) 一种三元无规共聚物稠油驱油剂及其制备方法
CN105038733A (zh) 一种钻井液用抗高温聚合物增粘剂及其制备方法
CN102807503B (zh) 表面活性可聚合单体和表面活性增粘共聚物及其制备方法和应用
CN111925477B (zh) 一种可增稠盐酸溶液的含氟稠化剂的制备方法
CN115746810A (zh) 一种适用于低渗高粘土含量油藏的反润湿活性解堵剂
CN109652031A (zh) 一种强固壁钻井液体系及其制备方法
CN115260373A (zh) 一种抗高温高钙柔性封堵剂及其制备方法与应用

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
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant