CN112639048A - 合成官能化添加剂、合成的方法和使用的方法 - Google Patents

合成官能化添加剂、合成的方法和使用的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN112639048A
CN112639048A CN201980057203.5A CN201980057203A CN112639048A CN 112639048 A CN112639048 A CN 112639048A CN 201980057203 A CN201980057203 A CN 201980057203A CN 112639048 A CN112639048 A CN 112639048A
Authority
CN
China
Prior art keywords
group
magnesium
silicate layer
functionalized
functional groups
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.)
Withdrawn
Application number
CN201980057203.5A
Other languages
English (en)
Inventor
哈斯穆克·A·帕特尔
卡尔·J·特姆利茨
阿肖克·珊特拉
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.)
Saudi Arabian Oil Co
Original Assignee
Saudi Arabian Oil Co
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 Saudi Arabian Oil Co filed Critical Saudi Arabian Oil Co
Publication of CN112639048A publication Critical patent/CN112639048A/zh
Withdrawn legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/03Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/03Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • C09K8/035Organic additives
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J21/00Catalysts comprising the elements, oxides, or hydroxides of magnesium, boron, aluminium, carbon, silicon, titanium, zirconium, or hafnium
    • B01J21/16Clays or other mineral silicates
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J37/00Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
    • B01J37/02Impregnation, coating or precipitation
    • B01J37/03Precipitation; Co-precipitation
    • B01J37/036Precipitation; Co-precipitation to form a gel or a cogel
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B33/00Silicon; Compounds thereof
    • C01B33/20Silicates
    • C01B33/22Magnesium silicates
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B33/00Silicon; Compounds thereof
    • C01B33/20Silicates
    • C01B33/32Alkali metal silicates
    • C01B33/325After-treatment, e.g. purification or stabilisation of solutions, granulation; Dissolution; Obtaining solid silicate, e.g. from a solution by spray-drying, flashing off water or adding a coagulant
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C07ORGANIC CHEMISTRY
    • C07FACYCLIC, CARBOCYCLIC OR HETEROCYCLIC COMPOUNDS CONTAINING ELEMENTS OTHER THAN CARBON, HYDROGEN, HALOGEN, OXYGEN, NITROGEN, SULFUR, SELENIUM OR TELLURIUM
    • C07F7/00Compounds containing elements of Groups 4 or 14 of the Periodic Table
    • C07F7/02Silicon compounds
    • C07F7/08Compounds having one or more C—Si linkages
    • C07F7/0834Compounds having one or more O-Si linkage
    • C07F7/0838Compounds with one or more Si-O-Si sequences
    • C07F7/087Compounds of unknown structure containing a Si-O-Si sequence
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06Clay-free compositions
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14Clay-containing compositions
    • C09K8/18Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • C09K8/22Synthetic organic compounds

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Abstract

本公开的实施例涉及合成官能化添加剂的实施例。所述合成官能化添加剂可以包含层状硅酸镁。所述层状硅酸镁可以包含:第一官能化硅酸盐层,所述第一官能化硅酸盐层包含与至少两个不同的官能团共价结合的第一四面体硅酸盐层;八面体水镁石层,所述八面体水镁石层包含镁;以及第二官能化硅酸盐层,所述第二官能化硅酸盐层包含与至少两个不同的官能团共价结合的第二四面体硅酸盐层。所述八面体水镁石层可以定位在所述第一官能化硅酸盐层与所述第二官能化硅酸盐层之间。与所述第一四面体硅酸盐层共价结合的所述至少两个不同的官能团可以和与所述第二四面体硅酸盐层共价结合的所述至少两个不同的官能团相同或不同。

Description

合成官能化添加剂、合成的方法和使用的方法
相关申请的交叉引用
本申请要求于2018年9月4日提交的题为“用于高性能油基钻探液的合成层状硅酸镁以及其衍生物(SYNTHETIC LAYERED MAGNESIUM SILICATES AND THEIR DERIVATIVESFOR HIGH PERFORMANCE OIL-BASED DRILLING FLUIDS)”的美国申请第62/726,512号的优先权,所述美国申请的整个公开内容通过引用并入。
技术领域
本文所述的实施例总体上涉及用作流体添加剂的组合物和方法,并且更具体地,涉及用于在井下环境中增强钻探液的组合物和方法。
背景技术
井筒建造和产生程序可以包含钻探、完成、基质刺激、破裂或其它井筒建造和产生增强程序。一些井筒建造和产生程序可以利用井筒流体。钻探液包含可以用于地下和油井钻探以及完成操作的水基泥浆(WBM)、油基泥浆(OBM)和气动流体。
发明内容
与其它钻探液相比,WBM具有一些固有的优势,如在一些实施例中,是更经济可行的、更环境有益的或两者。然而,当在高温高压(HTHP)井下条件下钻探时,WBM可能经历稀化。HTHP条件可以被定义为具有大于300℉(149℃)的不受干扰的井底温度以及至少0.8psi/ft(~15.3lbm/gal)的孔压力。由于此稀化,问题可能包含管道卡死、钻头的穿透速率低以及钻探操作的扭矩要求高中的一种或多种。
可以利用膨润土、聚合物或这些的组合来尝试维持WBM的流变性质。然而,在HTHP下,即使当大量添加时,膨润土也可能失去其效力。天然或合成的聚合物可能会随温度升高而经历降解或稀化。
如此,需要可以改善在HTHP井中WBM的流变性质和过滤行为的稳定性的添加剂。本公开的实施例通过提供合成官能化的添加剂来满足那些要求。在一些实施例中,所公开的合成官能化添加剂可用于用于井筒应用的钻探液中。在一些实施例中,当在HTHP井下条件下进行钻探时,合成官能化添加剂可以用于至少部分地减少钻探液的稀化。在一些实施例中,含有本文所述的合成官能化添加剂的WBM可以展现出改善的流变性质,同时减少WBM中其它添加剂(即膨润土、聚合物或这些的组合)的数量。
根据本公开的至少一个实施例,提供了一种合成官能化添加剂。所述合成官能化添加剂可以包含层状硅酸镁。所述层状硅酸镁可以包含:第一官能化硅酸盐层,所述第一官能化硅酸盐层包含与至少两个不同的官能团共价结合的第一四面体硅酸盐层;八面体水镁石层,所述八面体水镁石层包含镁;以及第二官能化硅酸盐层,所述第二官能化硅酸盐层包含与至少两个不同的官能团共价结合的第二四面体硅酸盐层。所述八面体水镁石层可以定位在所述第一官能化硅酸盐层与所述第二官能化硅酸盐层之间。与所述第一四面体硅酸盐层共价结合的所述至少两个不同的官能团可以和与所述第二四面体硅酸盐层共价结合的所述至少两个不同的官能团相同或不同。
根据本公开的至少一个实施例,提供了一种产生合成官能化添加剂的方法。所述方法可以包含:将镁盐与流体介质混合以产生含镁流体;向所述含镁流体添加第一硅烷和第二硅烷以产生反应物混合体;向所述反应物混合体添加水性氢氧化物以产生反应混合物;将所述反应混合物混合混合时间段;将所述反应混合物回流回流时间段以产生产物混合体;以及对所述产物混合体进行处理以分离所述合成官能化添加剂。所述第一硅烷和所述第二硅烷可以具有不同的组成。所述合成官能化添加剂可以包含具有混合官能团的层状镁。
根据本公开的至少一个实施例,提供了一种钻探液。所述钻探液可以包含水性基液和合成官能化添加剂。所述合成官能化添加剂可以包含层状硅酸镁。所述层状硅酸镁可以包含:第一官能化硅酸盐层,所述第一官能化硅酸盐层包含与至少两个不同的官能团共价结合的第一四面体硅酸盐层;八面体水镁石层,所述八面体水镁石层包含镁;以及第二官能化硅酸盐层,所述第二官能化硅酸盐层包含与至少两个不同的官能团共价结合的第二四面体硅酸盐层。所述八面体水镁石层可以定位在所述第一官能化硅酸盐层与所述第二官能化硅酸盐层之间。与所述第一四面体硅酸盐层共价结合的所述至少两个不同的官能团可以和与所述第二四面体硅酸盐层共价结合的所述至少两个不同的官能团相同或不同。
在下面的详细描述中结合附图更详细地描述这些和其它实施例。
附图说明
当结合以下附图阅读时,可以最好地理解以下对本公开的具体实施例的详细描述,其中相似的结构用相似的附图标记指示,并且其中:
图1是根据本公开的一个或多个实施例的层状硅酸镁的示意描绘;
图2是包含富含钠基蒙脱石的膨润土的常规水基钻探液的胶凝机制的示意描绘;
图3是过量的碱或碱土金属阳离子或有机阳离子对常规水基钻探液的影响的示意描绘;
图4是根据本公开的一个或多个实施例的过量碱或碱土金属阳离子或有机阳离子对包含合成官能化添加剂的钻探液的影响的示意描绘。
具体实施方式
本公开的实施例涉及合成官能化添加剂、产生所述合成官能化添加剂的方法和使用的方法。
如贯穿使用的,“水镁石”可以指代具有单体公式MgO(OH)2的镁。
如贯穿使用的,“八面体”可以指代定义八面体的晶体图案,其具有八个三角形面、十二个笔直边缘和六个顶点。
如贯穿使用的,“四面体”可以指代定义四面体的晶体图案,其具有四个三角形面、六个笔直边缘和四个顶点。
如贯穿使用的,“硅烷”可以指代含有至少三个烷氧基(与氧结合的烷基)的硅化合物,其中第4取代基包含官能团并且可以是第四烷氧基或可以是含碳化合物。
如贯穿使用的,“增粘剂”、“粘度改性剂”和“流变改性剂”可以指代当添加到流体时改变流变性质的化合物。增粘剂可以用于增加流体的粘度。
如贯穿使用的,“触变”可以指代当施加应力或温度变化,如混合、摇动、剪切或搅动时,流体或凝胶展现出粘度降低的趋势。此性质可以是时间相关的。触变控制添加剂可以包含当施加应力或温度变化时可以最小化流体粘度的降低的添加剂。
如贯穿使用的,“悬浮添加剂”可以指代可以减少固体颗粒在流体或凝胶中的沉降的添加剂。
如贯穿使用的,“流变无关的行为”可以指代由于施加的应力的变化而不会经历如粘度和触变性等流变性质的变化的流体。施加的应力可以包含剪切应力、温度和其组合。例如,当混合的速率增加或降低时,施加应力的变化将发生。展现出流变无关的行为的流体的实例是由于温度的变化而不会经历粘度变化的流体。
本公开的实施例涉及合成官能化添加剂和产生所述合成官能化添加剂的方法。合成官能化添加剂可以包含具有与四面体硅酸盐层共价结合的混合官能团的层状硅酸镁。根据本公开的一个或多个实施例的层状硅酸镁的示意描绘示出在图1中。
层状硅酸镁的实施例可以包含包括镁的材料。在一些实施例中,包含镁的材料可以是镁盐。在另外的实施例中,镁盐可以是氯化镁、硝酸镁、硫酸镁或溴化镁。在一些实施例中,包含镁的材料可以包含六水氯化镁。在实施例中,包含镁的材料可以包含氧化镁或氢氧化镁。
在一些实施例中,包含镁的材料可以是天然存在的。例如,在一些实施例中,氢氧化镁可以从天然存在的矿物,如水镁石获得。在其它实施例中,包含镁的天然存在的材料可以包含富含镁的卤水,所述富含镁的卤水可以是来自海水的氯化钠产生的副产物。
在实施例中,包含镁的材料可以作为定位在两个官能化硅酸盐层之间的八面体水镁石层存在。在一些实施例中,八面体水镁石层可以作为产生层状硅酸镁的过程的一部分合成。八面体水镁石层可以通过使镁盐与水性氢氧化物反应来合成。可以使用可以与氢氧化物反应的任何镁盐,包含但不限于氯化镁、氯化镁水合物、硝酸镁、硝酸镁水合物、溴化镁、溴化镁六水合物和其组合。氯化镁水合物的化学式为MgCl2(H2O)x,其中x选自2、4、6、8和12。硝酸镁水合物的化学式为Mg(NO3)2(H2O)y,其中y选自0、2和6。在实施例中,水性氢氧化物可以包含水中的氢氧化物。按水性氢氧化物的总重量计,氢氧化物可以以约2wt.%到约10wt.%的量存在。在实施例中,按水性氢氧化物的总重量计,氢氧化物可以以约2wt.%到约8wt.%、约2wt.%到约6wt.%、约2wt.%到约4wt.%、约4wt.%到约10wt.%、约4wt.%到约8wt.%、约4wt.%到约6wt.%、约6wt.%到约10wt.%、约6wt.%到约10wt.%或8wt.%到约10wt.%的量存在。氢氧化物可以是可以与盐反应的任何氢氧化物。氢氧化物的实例可以包含氢氧化钠、氢氧化钾、氢氧化铵和其组合。
层状硅酸镁的实施例可以包含一个或多个官能化硅酸盐层。在实施例中,官能化硅酸盐层中的每个官能化硅酸盐层含有一个四面体硅酸盐层和至少两个官能团。在实施例中,所述至少两个官能团通过具有不同的化学结构而不同。对“官能团”的提及应被解释为包含与四面体硅酸盐层结合的一种类型的官能团的多个实例以及可替代地与四面体硅酸盐层结合的多种类型的官能团的多个实例。不受理论的束缚,据信具有混合的官能团可以改善水性介质中的氢键合。在一些常规方法中,可以添加碱性溶液(NaOH)来改善氢键合。据信,混合官能团的存在可以减少激活氢键合所需的碱性溶液的量,这因此可以改善凝胶强度。
官能团可以与四面体硅酸盐层共价结合。官能化硅酸盐层可以通过使八面体水镁石与硅烷反应而获得。可以使用含有官能团并且能够形成四面体层的任何硅烷。硅烷可以以水性溶液、非水性溶液或液体形式获得。用于层状硅酸镁中的硅烷的实例包含苯基三甲氧基硅烷、三甲氧基(丙基)硅烷、三甲氧基甲基硅烷、十六烷基三甲氧基硅烷、辛基三乙氧基硅烷、原硅酸四乙酯、N-[3-(三甲氧基甲硅烷基)丙基]乙二胺、(3-氨基丙基)三乙氧基硅烷、具有式RSi(OR”)3的硅烷和其组合。在硅烷具有式RSi(OR”)3的情况下,R”可以包含甲基(-CH3)、乙基(-C2H5)和其组合;并且R可以包含烷基、芳基和其组合。烷基可以包含具有饱和基团的烷基、具有不饱和基团的烷基、具有官能取代基的烷基和其组合。芳基可以包含具有饱和基团的芳基、具有不饱和基团的芳基、具有官能取代基的芳基和其组合。官能取代基可以包含胺、羧酸酯、酰胺、丙烯酸酯、硫醇、羟基、异氰酸酯、甲基丙烯酸酯和其组合。官能取代基可以连接在链的端部,可以连接在链之间以及其组合。官能取代基形成硅烷的官能团。在至少一个实施例中,用于层状硅酸镁的硅烷包含苯基三甲氧基硅烷、三甲氧基(丙基)硅烷、三甲氧基甲基硅烷、十六烷基三甲氧基硅烷、辛基三乙氧基硅烷、原硅酸四乙酯、N-[3-(三甲氧基甲硅烷基)丙基]乙二胺、(3-氨基丙基)三乙氧基硅烷和其组合。在至少一个实施例中,硅烷具有式RSi(OR”)3
硅烷可以基于期望的官能团选择。官能团可以包含羟基(-OH);具有式(-CH2(CH2)xCH3)的饱和烷基,其中x为0与18之间的整数;苯基;胺基;二胺基;羧酸酯基团;酰胺基;丙烯酸酯基团;硫醇基;甲基丙烯酸酯基团;异氰酸酯基团;以及其组合。表1列示了由一些硅烷产生的官能团。
表1.
Figure BDA0002956720070000051
由含有所期望的官能团的至少两种硅烷产生官能化硅酸盐层会产生合成官能化添加剂,其中官能团与层状硅酸镁的四面体硅酸盐层共价结合。在官能团从四面体硅酸盐层延伸离开八面体水镁石层时,官能团用于分离层状硅酸镁薄片,如图1中示出的。
在一些实施例中,层状硅酸镁的硅镁比率为约0.7:1到1.5:1或1:1到约1.4:1。在另外的实施例中,按摩尔计,硅镁比率可以为约1.33。不受理论的束缚,据信硅镁比率可能影响合成官能化添加剂的结晶度。
在一些实施例中,层状硅酸镁的厚度可以为1nm到5nm。在其它实施例中,层状硅酸镁的厚度可以为约1nm到约4nm、约1nm到约3nm、约1nm到约2nm、约2nm到约5nm、约2nm到约4nm、约2nm到约3nm、约3nm到约5nm、约3nm到约4nm或约5nm到约5nm。在一些实施例中,层状硅酸镁的横向尺寸可以为约10nm到约2000nm(2微米)、约50nm到约1000nm或约100nm到约500nm。在实施例中,层状硅酸镁的总体厚度可以取决于官能团的长度。
现在将描述产生合成官能化添加剂的方法。如前所述,在一些实施例中,合成官能化添加剂可以包含层状硅酸镁。例如,合成层状硅酸镁的方法可以通过以下反应(1)来概括,其中LMS表示层状硅酸镁,速记为:
MgXW+GYSi(Z)3→LMS(EQ.1)
其中X可以包含Cl2、Br2、I2、(OH)2、O、甲酸盐、柠檬酸盐或其组合;W可以包含水分子和水合物,G可以包含伯胺、仲胺、叔胺、羟基、环氧、硫醇、苯酚、氨基苯、羧酸盐以及这些基团的组合,Y可以包含乙基、丙基、乙烯、二胺、二亚乙基硫胺、三亚乙基四胺、苯基或组合;并且Z可以包含甲氧基、乙醇、异丙醇、二醇、乙二醇或组合。在实施例中,反应可以发生于碱中、醇中,所述碱包含例如氢氧化钠、氢氧化钾或组合,所述醇包含例如甲醇、乙醇、异丙醇、二醇、乙二醇或组合。
在当前描述的方法的实施例中,合成官能化添加剂可以复制,从而导致批次之间的一致组成。一致且可重现的结果可能是优于其它天然衍生的添加剂,如有机粘土或经过有机改性的层状材料的优点,所述天然衍生的添加剂会经受天然来源中的杂质的影响。另外,当前描述的方法可以操纵,以在产物中产生某些结果,如改变结晶度。有利地,合成官能化添加剂提供了应用的持续时间的一致性,并且减少或消除了在使用和应用期间钻探液调配物中对另外的添加剂的需求。
在实施例中,可以将一定量的镁盐与流体介质混合以产生含镁流体。适合于终止金属氧化物或金属氢氧化物反应的任何流体介质。所述流体介质可以包含水、醇和其组合。醇的实例可以包含甲醇、乙醇、丙醇、丁醇和其组合。按含镁流体的总重量计,镁盐的量可以在约3wt.%到约15wt.%的范围内。在其它实施例中,按含镁流体的总重量计,镁盐的量可以在约3wt.%到约10wt.%、约3wt.%到约5wt.%、约5wt.%到约15wt.%、约5wt.%到约10wt.%、约10wt.%至约15wt.%的范围内。
可以将一定量的至少两种硅烷添加到含镁流体中以产生反应物混合体。在实施例中,按反应物混合体的总重量计,所添加的至少两种硅烷的量的组合重量可以为约3wt.%到约15wt.%。在其它实施例中,按反应物混合体的总重量计,至少两种硅烷的量的组合重量可以为约3wt.%到约10wt.%、约3wt.%到约5wt.%、约5wt.%到约15wt.%、约5wt.%到约10wt.%或约10wt.%到约15wt.%。所添加的至少两种硅烷的组合量可以被确定为将层状硅酸镁中的硅酮与镁的摩尔比率维持在约0.7:1到1.5:1或1:1到约1.4:1之间。在至少一个实施例中,所添加的至少两种硅烷的组合量使得层状硅酸镁中的硅酮与镁的摩尔比率为1.33:1。
据信,将所述量的至少两种硅烷添加到含镁流体中在产生具有层状结构的合成官能化添加剂中可能是重要的。通过将镁盐添加到至少两种硅烷中来改变混合的顺序可以产生不具有目前公开的合成官能化添加剂的层状结构的无定形材料。
可以向反应物混合体添加一定量的水性氢氧化物以产生反应混合物。在实施例中,八面体水镁石层的形成可以在添加水性氢氧化物时开始。至少两种硅烷的水解可以在添加水性氢氧化物时开始。在一些实施例中,水性氢氧化物为氢氧化钠。水性氢氧化物可以调节反应物混合体的pH。水性氢氧化物可以添加到反应物混合体中以达到目标pH。在实施例中,目标pH可以为约7到约12。在一些实施例中,目标pH可以为约9到约10。在其它实施例中,水性氢氧化物在搅动的同时添加。在另外的实施例中,水性氢氧化物在搅动约30分钟时添加。
在实施例中,添加步骤中的每个添加步骤均可以在范围为约10摄氏度(℃)到约35℃的温度下执行。在一些实施例中,添加步骤可以在约20℃到约30℃的温度下执行。在一些实施例中,添加步骤中的每个添加步骤均可以在环境压力下进行。每个添加步骤均可以跟随一段时间的混合。
反应混合物可以在一个反应容器中制备。在一些实施例中,反应容器可以装配有搅动机构,使得在添加步骤期间不断搅动混合物。在一些实施例中,反应容器可以装配有冷凝器。在一些实施例中,反应容器可以被配置成用于水热反应,其中反应混合物可以保持在回流条件下的压力下。
反应混合物可以混合混合时间段。在实施例中,混合时间段可以为至少30分钟或至少一个小时。在一些实施例中,混合时间段可以为约30分钟到约72小时、约4小时到约72小时、约12小时到约72小时或约24小时到约48小时。在碱性条件下混合反应混合物可以实现水镁石的形成以及随后的硅烷的水解。
在混合时间段之后,可以使反应混合物在反应容器中回流回流时间段以产生产物混合体。回流时间段可以为至少2小时。在一些实施例中,回流时间段可以为约2小时到约1星期(168小时)、约2小时到约144小时、约2小时到约120小时、约2小时到约96小时、约2小时到约72小时、约2小时到约48小时或约2小时到约24小时。
在回流时间段期间,可以将反应容器中的温度增加到回流条件。回流条件可以是反应混合物的沸点并且可以为约25℃到约110℃。在一些实施例中,回流条件可以为约25℃到约100℃、约25℃到约75℃、约25℃到约50℃、约50℃到约110℃、约50℃到约100℃、约50℃到约75℃、约75℃到约110℃、约75℃到约100℃或约100℃到约110℃。当反应混合物中的温度增加到回流条件时,至少两种硅烷的缩合反应可以开始。回流条件可以允许两种或更多种硅烷反应,以在八面体水镁石层的任一侧上形成具有混合官能团的四面体硅酸盐层,从而产生官能化合成添加剂。硅烷的缩合反应继续回流时间段。在回流时间段期间,官能化硅酸盐层在八面体水镁石层上形成。不受理论的束缚,据信回流条件可以改善官能化硅酸盐层的结晶度。在实施例中,回流时间段的长度可能影响层状硅酸镁的结晶度。在一些实施例中,更长的回流时间段可能导致横向尺寸增加。回流时间段期间的水热反应可以允许结晶和横向尺寸增长。在一些实施例中,当组分沸腾时,其可以进入装配到反应容器上的冷凝器中。
在回流步骤之后,可以使产物混合体经受一个或多个处理操作,以将产物混合体中的固体层状硅酸镁与液体分离,以产生合成官能化添加剂。处理操作可以包含降低产物混合体的温度、分离固体、洗涤固体以及在真空下对固体进行干燥。分离固体可以通过过滤或通过离心来执行。可以用去离子水对分离的固体进行洗涤。在一些实施例中,可以用去离子水将产物混合体洗涤多于一次,例如三次。在一些实施例中,在真空下对固体进行干燥可以在升高的温度或室温下进行。在实施例中,将产物混合体在至少50℃、至少60℃、至少70℃或至少80℃的温度下干燥。
合成官能化添加剂的实施例可以用于多种应用中。合成官能化添加剂可以用作增粘剂、触变控制添加剂,悬浮添加剂、成核剂添加剂和释放速率控制添加剂。合成官能化添加剂可以用作井液、油漆、油墨、化妆品调配物、个人护理调配物、由热塑性或热固性聚合物合成纳米复合物以及治疗性调配物(缓释)中的添加剂。井液可以包含钻探液、封隔液、漏失循环液、生产液以及其组合。井液可以是水基流体、油基流体或其组合。在实施例中,可以使用合成官能化添加剂来替代亲有机纳米二氧化硅。
在至少一个实施例中,可以将合成官能化添加剂与作为增粘剂的井液混合,以产生经过流变改性的井液。添加到井液的合成官能化添加剂的量可以为约1克到约10克。在其它实施例中,添加到井液的合成官能化添加剂的量可以为约1克到约5克或约5克到约10克。经过流变改性的井液中的合成官能化添加剂的量可以为介于0.1%w/v与20%w/v,可替代地0.5%w/v与5%w/v之间,可替代地介于1%w/v与4%w/v之间,可替代地介于1.5%w/v与3.5%w/v之间的量。在至少一个实施例中,合成官能化添加剂的量为2%w/v。经过流变改性的井液可以注入到井中。
现在将描述包含合成官能化添加剂的钻探液的实施例。包含合成官能添加剂的钻探液的实施例在高压和高温条件下可以展现出流变无关的行为,这意味着钻探液面对应力和温度可以维持其性质,如粘度和触变性。如此,在一些实施例中,包含合成官能化添加剂的钻探液可以用于当在HTHP井下条件下进行钻探时,至少部分地减少钻探液的稀化。当与常规钻探液相比时,包含合成官能添加剂的钻探液与未展现出流变无关的行为的常规钻探液相比,对应力不太敏感。在实施例中,含有合成官能添加剂的钻探液与含有常规流变改性剂,如有机粘土而不是合成官能添加剂的钻探液相比,表现出由于温度的变化引起的粘度的变化较小。
对于常规钻探液调配物,可能需要几种添加剂(即,多于10种类型),以使调配物实现井处理应用中所期望的流变性质。在常规钻探液中,已将亲水性粘土(包含膨润土/蒙脱石/锂皂石)用作水基钻探液中的增粘剂,以尝试维持流变性质。这些类型的粘土可以被称为阳离子层状材料。如图2-3中示出的,当将这些粘土添加到水中时,膨润土的薄片状结构可能会破裂,并且单独铝硅酸盐薄片会分散在水中。然而,在其它阳离子,例如,无机阳离子(包含K+、Ca2+、Mg2+)或有机阳离子(季铵盐)存在下,网络结构(图2)可能不稳定。如图3中示出的,这些阳离子物种存在下,下面的层状材料发生絮凝并且因此丧失流变性质。因此,蒙皂石粘土的使用在钻探液应用中可能会受限。
当前描述的合成官能添加剂的实施例可以包含在混合官能团与四面体硅酸盐层之间具有强共价键的层状硅酸镁。不受理论的束缚,据信与常规钻探液相比,混合官能团与四面体硅酸盐层之间的这些共价键对应力可能更具耐性并且在良好处理过程期间可以保持完整。如图4中示出的,包含当前描述的合成官能添加剂的钻探液在水性介质中可以展现出稳定的胶凝,而这与碱或碱土金属阳离子或有机阳离子的存在无关。因此,在一些实施例中,与常规钻探液调配物相比,包含当前公开的合成官能化添加剂的钻探液调配物可以减少或消除对实现期望的流变性质的另外的添加剂的需要。在一些实施例中,包含当前公开的合成官能化添加剂的钻探液调配物可以包含少于10种或少于5种另外的添加剂。在另外的实施例中,包含当前公开的合成官能化添加剂的钻探液调配物可能需要三种或四种另外的添加剂。另外的添加剂的实例可以包含增粘剂(包含天然聚合物、合成聚合物、亲水性粘土)、页岩抑制剂、漏失循环添加剂、流体损失添加剂、乳化剂、消泡剂、表面活性剂、pH控制化合物、润滑剂、称重材料和流体介质(包含水、盐水、海水)。
钻探液可以包含水性基液和合成官能化添加剂的实施例。水性基液可以包含重晶石、膨润土、硅粉、聚合物、增粘剂、一级或二级乳化剂、流体损失控制添加剂、流体稳定剂、漏失循环添加剂、金属盐或其组合。在实施例中,地下井筒流体的水性基液可以包含水。
在实施例中,包含合成官能添加剂的钻探液的凝胶强度(在77℉到500℉的温度下,持续10秒)可以为约1lb/100ft2到约5lb/100ft2、约1lb/100ft2到约4lb/100ft2、约1lb/100ft2到约3lb/100ft2、约1lb/100ft2到约2lb/100ft2、约2lb/100ft2到约5lb/100ft2、约2lb/100ft2到约4lb/100ft2、约2lb/100ft2到约3lb/100ft2、约3lb/100ft2到约5lb/100ft2、约3lb/100ft2到约4lb/100ft2或约4lb/100ft2到约5lb/100ft2。在实施例中,包含合成官能添加剂的钻探液的凝胶强度(在77℉到500℉的温度下,持续10分钟)可以为约5lb/100ft2到约80lb/100ft2、约5lb/100ft2到约50lb/100ft2、约5lb/100ft2到约30lb/100ft2、约5lb/100ft2到约10lb/100ft2、约10lb/100ft2到约80lb/100ft2、约10lb/100ft2到约50lb/100ft2、约10lb/100ft2到约30lb/100ft2、约30lb/100ft2到约80lb/100ft2、约30lb/100ft2到约50lb/100ft2或约50lb/100ft2到约80lb/100ft2
在实施例中,包含合成官能添加剂的钻探液的塑性粘度(在77℉到500℉的温度下)为约10厘泊(cP)到约50cP。在一些实施例中,包含合成官能添加剂的钻探液的塑性粘度(在77℉到500℉的温度下)可以为约10cP到约40cP、约10cP到约30cP、约10cP到约20cP、约20cP到约50cP、约20cP到约40cP、约20cP到约30cP、约30cP到约50cP、约50cP到约40cP或约40cP到约50cP。
在实施例中,包含合成官能添加剂的钻探液的屈服点(在77℉到500℉的温度下)可以为约5lb/100ft2到约35lb/100ft2、约5lb/100ft2到约25lb/100ft2、约5lb/100ft2到约15lb/100ft2、约15lb/100ft2到约35lb/100ft2、约15lb/100ft2到约25lb/100ft2或约25lb/100ft2到约35lb/100ft2
在实施例中,包含合成官能添加剂的钻探液的低剪切屈服点(在77℉到500℉的温度下)可以为约0lb/100ft2到约105lb/100ft2、约10lb/100ft2到约105lb/100ft2、约10lb/100ft2到约100lb/100ft2、约10lb/100ft2到约75lb/100ft2、约10lb/100ft2到约50lb/100ft2、约10lb/100ft2到约25lb/100ft2、约25lb/100ft2到约100lb/100ft2、约25lb/100ft2到约75lb/100ft2、约25lb/100ft2到约50lb/100ft2、约50lb/100ft2到约105lb/100ft2、约50lb/100ft2到约100lb/100ft2、约50lb/100ft2到约75lb/100ft2、约75lb/100ft2到约105lb/100ft2、约75lb/100ft2到约100lb/100ft2或约100lb/100ft2到约105lb/100ft2
在实施例中,地层粘土或粘土矿物(包含钙蒙脱石)与包含合成官能添加剂的钻探液的混合可能不影响钻探液的塑性粘度和屈服点。当与地层粘土或粘土矿物(包含钙蒙脱石)混合时,包含合成官能添加剂的钻探液的塑性粘度(在77℉到500℉的温度下)可以为约10cP到约50cP、约10cP到约40cP、约10cP到约30cP、约10cP到约20cP、约20cP到约50cP、约20cP到约40cP、约20cP到约30cP、约30cP到约50cP、约50cP到约40cP或约40cP到约50cP。当与地层粘土或粘土矿物(包含钙蒙脱石)混合时,包含合成官能添加剂的钻探液的屈服点(在77℉到500℉的温度下)可以为约10lb/100ft2到约110lb/100ft2、约10lb/100ft2到约100lb/100ft2、约10lb/100ft2到约75lb/100ft2、约10lb/100ft2到约50lb/100ft2、约10lb/100ft2到约25lb/100ft2、约25lb/100ft2到约100lb/110ft2、约25lb/100ft2到约100lb/100ft2、约25lb/100ft2到约75lb/100ft2、约25lb/100ft2到约50lb/100ft2、约50lb/100ft2到约110lb/100ft2、约50lb/100ft2到约100lb/100ft2、约50lb/100ft2到约75lb/100ft2、约75lb/100ft2到约110lb/100ft2、约75lb/100ft2到约100lb/100ft2或约100lb/100ft2到约110lb/100ft2
测试方法
凝胶强度
凝胶强度是指在将所测试的材料维持在静止状态期间的限定时间段之后在降低的剪切速率下测量的剪切应力。降低的剪切速率下的剪切应力可以根据《关于确定静态凝胶强度的AIP推荐做法(API Recommended Practice On Determining the Static GelStrength)》(RP 10B-6/ISO 10426-6:2008)中描述的测试方法,在环境压力下使用标准流变仪,如以降低的每分钟转数(“rpm”),如以3rpm操作的
Figure BDA0002956720070000111
35型粘度计进行测量。为了测量胶凝强度,首先通过使钻探液与粘度计的主轴接触并且以600转每分钟(rpm)操作粘度计来搅动钻探液。然后将粘度计关闭一段时间(时间段)。对于10秒凝胶强度,时间段为10秒,并且对于10分钟凝胶强度,时间段为10分钟。应当理解,可以使用用于测量凝胶强度的其它时间段作为用于测量凝胶强度的参考时间。在时间段期间,钻探液停止在静止状态。在时间段期满时,以降低的速度,如3rpm向后接通粘度计,以生成降低的剪切速率。然后提取粘度计读数。钻探液的凝胶强度以磅力每100平方英尺(lbf/100ft2)为单位报告。
流变性质(塑性粘度、屈服点、低剪切屈服点和表观粘度)
钻探液的流变性质可以基于宾汉塑性流动行为(Bingham plastic flowbehavior)来建模。钻探液的流变行为可以通过测量不同剪切速率下组合物上的剪切应力来确定,这可以通过使用以例如3rpm、6rpm、100rpm、200rpm、300rpm或600rpm操作的
Figure BDA0002956720070000121
35型粘度计测量组合物上的剪切应力、剪切速率或两者实现。钻探液的流变性可以根据塑性粘度(PV)和屈服点(YP)评估,所述PV和YP为来自宾汉塑性流变性模型的参数。PV与由于组合物的固体之间的机械相互作用而导致的组合物对流动的耐性有关,并且表示组合物的外推到无限剪切速率的粘度。钻探液的PV可以通过以下来估计:根据式2(EQ.2)使用主轴速度为300转每分钟(rpm)和600rpm的
Figure BDA0002956720070000122
35型粘度计测量钻探液的剪切应力,并且用600rpm粘度测量减去300rpm粘度测量来估计,所述式随后提供。所确定的钻探液的PV值在本公开中以厘泊(cP)为单位提供。
PV=(600rpm下的粘度)-(300rpm下的粘度) (EQ.2)
钻探液的屈服点(YP)表示使流体从静止条件移动所需的应力的量。YP通过将宾汉塑性流变性模型外推到剪切速率零来确定。钻探液的YP可以根据来自EQ.2的PV通过用根据式3(EQ.3)在300rpm下测量的剪切应力减去PV来估计,所述式随后提供。
YP=(300rpm读数)-PV (EQ.3)
YP表示为力每面积,如磅力每一百平方英尺(lbf/100ft2)。
钻探液的低剪切屈服点(LSYP)可以使用标准流变仪在环境压力下测量。钻探液的LSYP可以通过以下来估计:使用主轴速度为3rpm和6rpm的
Figure BDA0002956720070000123
35型粘度计并且根据式4(EQ.4)测量钻探液的剪切应力来估计,所述式随后提供。所确定的钻探液的LSYP值在本公开中以磅力每一百平方英尺(lbf/100ft2)为单位报告。
低剪切屈服点(LSYP)=2*(3rpm读数)-(6rpm读数) (EQ.4)
钻探液的表观粘度可以使用标准流变仪在环境压力下测量。钻探液的表观粘度可以通过以下来估计:使用主轴速度为600rpm,式5(EQ.5)的
Figure BDA0002956720070000124
35型粘度计测量钻探液的剪切应力来估计,所述式随后提供。所确定的钻探液的表观粘度在本公开中以磅力每一百平方英尺(lbf/100ft2)为单位报告。
表观粘度=(600rpm读数)/2 (EQ.5)
实例
以下实例说明了本公开的特征,但并不旨在限制本公开的范围。以下实验将井筒流体与各种抑制剂添加剂的性能进行了比较,其中一些抑制剂添加剂包含当前描述的合成官能化添加剂的实例。
实例1–合成官能化添加剂的合成
在实施例1中,使用了一种或多种硅氧烷。在样品1-1、1-2、1-3和1-4中,两种硅氧烷的比例是变化的。在实例1中,所使用的硅氧烷包含氨基丙基三乙氧基硅烷和原硅酸四乙酯,以获得具有混合官能团的合成官能化添加剂。
基于样品1-1、1-2、1-3和1-4以及对比样品1-A和1-B,观察到羟基与胺官能团的组合的存在可以改善水性介质中的氢键合。如本公开中先前陈述的,通常,可以添加碱性溶液(NaOH)以改善氢键合。在混合官能团存在情况下,激活氢键合所需的碱性溶液的量可以最小化。随后更详细地描述的对比实例1-A(-NH2)和对比实例1-A(-OH)各自仅具有一个不同的官能团。据信,对比实例1-A的胺封端的层状硅酸镁在碱性条件下可以潜在地形成凝胶结构。然而,据信对比实例1-B的羟基封端的层状硅酸镁不能够形成凝胶结构,这与任何活化剂无关。
样品1-1
为了产生样品1-1,将六水氯化镁(9.96g)溶解于200mL的乙醇中。随后,在室温(20–30℃)下在搅动下添加氨基丙基三乙氧基硅烷(11.7g)和原硅酸四乙酯(2.5g)。添加1NNaOH溶液,直到在室温下在连续搅动下在1小时的时间段内,pH达到10-12为止。在此条件下将反应混合物搅动3-4小时,之后使其回流43小时。然后将反应混合物冷却、过滤/离心,用去离子水洗涤(100mL,三次),并且在80℃下在真空下干燥,以获得样品1-1。
样品1-2
为了产生样品1-2,将六水氯化镁(9.96g)溶解于200mL的乙醇中。随后,在室温(20–30℃)下在搅动下添加氨基丙基三乙氧基硅烷(7.2g)和原硅酸四乙酯(6.8g)。添加1NNaOH溶液,直到在室温下在连续搅动下在1小时的时间段内,pH达到10-12下为止。在此条件下将反应混合物搅动3-4小时,之后使其回流43小时。然后将反应混合物冷却、过滤/离心,用去离子水洗涤(100mL,三次),并且在80℃下在真空下干燥,以获得样品1-2。
样品1-3
为了产生样品1-3,将六水氯化镁(9.96g)溶解于200mL的乙醇中。随后,在室温(20–30℃)下在搅动下添加氨基丙基三乙氧基硅烷(9.5g)和原硅酸四乙酯(4.6g)。添加1NNaOH溶液,直到在室温下在连续搅动下在1小时的时间段内,pH达到10-12下为止。在此条件下将反应混合物搅动3-4小时,之后使其回流43小时。然后将反应混合物冷却、过滤/离心,用去离子水洗涤(100mL,三次),并且在80℃下在真空下干燥,以获得样品1-3。
样品1-4
为了产生样品1-4,将六水氯化镁(9.96g)溶解于200mL的乙醇中。随后,在室温(20–30℃)下在搅动下添加氨基丙基三乙氧基硅烷(4.9g)和原硅酸四乙酯(9.0g)。添加1NNaOH溶液,直到在室温下在连续搅动下在1小时的时间段内,pH达到10-12下为止。在此条件下将反应混合物搅动3-4小时,之后使其回流43小时。然后将反应混合物冷却、过滤/离心,用去离子水洗涤(100mL,三次),并且在80℃下在真空下干燥,以获得样品1-4。
对比样品1-A
为了产生对比样品1-A,将六水氯化镁(9.96g)溶解在200mL的乙醇中。随后,在室温(20–30℃)下在搅动下添加氨基丙基三乙氧基硅烷(14.4g)。添加1N NaOH溶液,直到在室温下在连续搅动下在1小时的时间段内,pH达到10-12下为止。在此条件下将反应混合物搅动3-4小时,之后使其回流43小时。然后将反应混合物冷却、过滤/离心,用去离子水洗涤(100mL,三次),并且在80℃下在真空下干燥,以获得样品1-5。
对比样品1-B
为了产生对比样品1-B,将六水氯化镁(9.96g)溶解在200mL的乙醇中。随后,在室温(20–30℃)下在搅动下添加原硅酸四乙酯(13.5g)。添加1N NaOH溶液,直到在室温下在连续搅动下在1小时的时间段内,pH达到10-12下为止。在此条件下将反应混合物搅动3-4小时,之后使其回流43小时。然后将反应混合物冷却、过滤/离心,用去离子水洗涤(100mL,三次),并且在80℃下在真空下干燥,以获得样品1-6。
实例2–钻探液的制备
在实例2中,如以下所述的制备对比样品2-A和样品2-1、2-2、2-3和2-的钻探液。
对比样品2-A(无合成官能化添加剂)
为了产生对比样品2-A(不具有合成官能化添加剂),将黄原胶(0.36g)溶解于水(234g)中,并且将其在80℃下在静态条件下保持5小时。然后,溶液冷却。然后将重晶石(65.52g)添加到冷却的溶液中,并且在室温下剪切混合5分钟。然后,将混合物热轧16小时。在90℃下老化的对比样品2-A的调配物在表2中提供。
表2.对比样品2-A的调配物.
组分 量(g)
234
黄原胶 0.36
重晶石 65.52
总计 299.9
密度 10.0磅/加仑
样品2-1(包含合成官能化添加剂)
为了制备样品2-1:将先前描述的实例1的样品1-1(4.3g)添加到水(231g)中并且剪切混合10分钟。然后,添加氢氧化钠(1.5g),并且将混合物剪切混合10分钟。然后,添加黄原胶(0.36g)并且将其剪切混合10分钟。然后在静止状态下,将溶液在80℃下保持5小时,并且然后冷却。将重晶石(63.6g)添加到冷却的溶液中,然后在室温下将其剪切混合5分钟并且热轧16小时。在90℃下老化的样品2-1的调配物在表3中提供。
表3.样品2-1的调配物.
组分 量(g)
231
样品1-1 4.3
氢氧化钠 1.5
黄原胶 0.36
重晶石 63.6
总计 301
密度 10.02磅/加仑
样品2-2(包含合成官能化添加剂)
为了产生样品2-2,将先前描述的实例1的样品1-1(4.3g)添加到水(213g)中并且剪切混合10分钟。然后,添加氢氧化钠(1.5g),并且将混合物剪切混合10分钟。然后,添加黄原胶(0.36g)并且将其剪切混合10分钟。然后在静止状态下,将溶液在80℃下保持5小时,并且然后冷却。将重晶石(142g)添加到冷却的溶液中,然后在室温下将其剪切混合5分钟并且热轧16小时。在90℃下老化的样品2-2的调配物在表4中提供。
表4.样品2-2的调配物.
组分 量(g)
213
样品1-1 4.3
氢氧化钠 1.5
黄原胶 0.36
重晶石 142
总计 361
密度 12.0磅/加仑
样品2-3(包含合成官能化添加剂)
为了产生样品2-3,将先前描述的实例1的样品1-1(4.3g)添加到水(231g)中并且剪切混合10分钟。然后,添加氢氧化钠(1.5g),并且将混合物剪切混合10分钟。然后,添加黄原胶(0.36g)并且将其剪切混合10分钟。然后在静止状态下,将溶液在80℃下保持5小时,并且然后冷却。将重晶石(63.6g)添加到冷却的溶液中,然后在室温下将其剪切混合5分钟。然后添加钙蒙脱石(钙-MMT)(15g),并且剪切混合5分钟并且热轧16小时。在90℃下老化的样品2-3的调配物在表5中提供。
表5.样品2-3的调配物.
组分 量(g)
231
样品1-1 4.3
氢氧化钠 1.5
黄原胶 0.36
重晶石 63.6
钙蒙脱石 15
总计 316
密度 10.25磅/加仑
样品2-4(包含合成官能化添加剂)
为了产生样品2-5,将先前描述的实例1的样品1-1(4.3g)添加到水(213g)中并且剪切混合10分钟。然后,添加氢氧化钠(1.5g)并且将其剪切混合10分钟。然后,添加黄原胶(0.36g)并且将其剪切混合10分钟。在静止状态下,将溶液在80℃下保持5小时,并且冷却。将重晶石(142g)添加到冷却的溶液中,然后在室温下将其剪切混合5分钟。添加钙蒙脱石(钙-MMT)(15g),并且剪切混合5分钟并且热轧16小时。在90℃下老化的样品2-4的调配物在表6中提供。
表6.样品2-4的调配物.
组分 量(g)
213
样品1-1 4.3
氢氧化钠 1.5
黄原胶 0.36
重晶石 142
钙蒙脱石 15
总计 376
密度 12.2磅/加仑
实例3–钻探液的分析:
利用流变仪在环境压力下测试了对比样品2-A以及样品2-1、2-2、2-3和2-的钻探液。在范围为77℉到180℉的不同温度下执行了流变性质测量。根据本公开中先前提供的测试方法由从流变仪收集的数据得出了流变参数(塑性粘度、表观粘度、屈服点、低剪切屈服点)。
为了观察合成官能化添加剂对对比样品2-A、样品2-1和样品2-2的钻探液的影响,分析了胶凝特性。结果随后在表7中提供。
表7.对比样品2-A、样品2-1和样品2-2的胶凝特性.
Figure BDA0002956720070000171
如表7中示出的,与不具有合成官能化添加剂的对比样品2-A相比,两者均具有合成官能化添加剂的样品2-1和2-2的胶凝(10秒和10分钟)更高。还观察到,相对于温度升高,此胶凝的增加在140℉后达到了明显的平台期。
为了观察合成官能化添加剂对对比样品2-A、样品2-1和样品2-2的钻探液的影响,分析了流变性质。结果随后在表8中提供。
表8.各种温度下,调配物A、B和C的流变性质的比较.
Figure BDA0002956720070000181
如表8中示出的,当与不具有合成官能化添加剂的对比样品2-A相比,流变性质(塑性粘度(PV)、屈服点(YP)和低剪切屈服点(LSYP))样品2-1和2-2(两者均具有合成官能化添加剂)得到了改善。还观察到140℉之后,PV、YP和LSYP增加并稳定。
为了观察合成官能化添加剂对已被地层粘土或粘土矿物污染的钻探液的影响,分析了流变性质样品2-3和样品2-4。因此,样品2-3和样品2-4的钻探液包含钙蒙脱石,以复制地层在钻探液中的混合。结果随后在表9中提供。
表9.调配物D和E的流变性质(地层的混合的作用通过添加钙蒙脱石展示).
Figure BDA0002956720070000182
如表9中示出的,两者均具有合成官能化添加剂的样品2-3和2-4的流变性质(塑性粘度(PV)和屈服点(YP))未受到钙蒙脱石的存在的不利影响。
显而易见的是,在不脱离所附权利要求所限定的本公开的范围的情况下,可以进行修改和变化。更具体地,尽管本公开的一些方面在本文中被标识为优选的或特别有利的,但是设想了本公开不必限于这些方面。
本公开包含一个或多个非限制性方面。第一方面可以包含一种产生合成官能化添加剂的方法,所述方法包括:将镁盐与流体介质混合以产生含镁流体;向所述含镁流体添加第一硅烷和第二硅烷以产生反应物混合体,在此所述第一硅烷和所述第二硅烷具有不同的组成;向所述反应物混合体添加水性氢氧化物以产生反应混合物;将所述反应混合物混合混合时间段;将所述反应混合物回流回流时间段以产生产物混合体;对所述产物混合体进行处理以分离所述合成官能化添加剂,其中所述合成官能化添加剂包括具有混合官能团的层状镁。
第二方面可以包含第一方面,其中所述第一硅烷和所述第二硅烷选自由以下组成的组:苯基三甲氧基硅烷、三甲氧基(丙基)硅烷、三甲氧基甲基硅烷、十六烷基三甲氧基硅烷、辛基三乙氧基硅烷、原硅酸四乙酯、N-[3-(三甲氧基甲硅烷基)丙基]乙二胺、(3-氨基丙基)三乙氧基硅烷和其组合。
第三方面可以包含前述方面中的任何方面,其进一步包括向所述第一硅烷、所述第二硅烷和所述含镁流体添加一种或多种另外的硅烷,以产生所述反应物混合体。
第四方面可以包含前述方面中的任何方面,其中所述镁盐选自由以下组成的组:氯化镁、硝酸镁、溴化镁以及其组合。
第五方面可以包含前述方面中的任何方面,其中按所述含镁流体的总重量计,所述含镁流体包括3wt.%到15wt.%的镁盐。
第六方面可以包含前述方面中的任何方面,其中所述流体介质选自由水、醇以及其组合组成的组。
第七方面可以包含前述方面中的任何方面,其中按所述反应物混合体的总重量计,所述反应物混合体包括3wt.%到12wt.%的所述第一硅烷和所述第二硅烷。
第八方面可以包含前述方面中的任何方面,其中以摩尔计,合成官能化添加剂中硅酮与镁的摩尔比率的范围为0.7:1到1.5:1。
第九方面可以包含前述方面中的任何方面,其中所述水性氢氧化物选自由氢氧化钠、氢氧化钾、氢氧化铵以及其组合组成的组。
第十方面可以包含前述方面中的任何方面,其中将所述水性氢氧化物添加到所述反应物混合体中,以产生pH为7到12的反应混合物。
第十一方面可以包含前述方面中的任何方面,其中所述回流时间段为2小时到1星期。
第十二方面可以包含前述方面中的任何方面,其中所述混合官能团选自由以下组成的组:羟基(-OH);具有式(-CH2(CH2)xCH3)的饱和烷基,其中x为介于0与18之间的整数;苯基;胺基;二胺基;羧酸酯基团;酰胺基;丙烯酸酯基团;硫醇基;甲基丙烯酸酯基团;异氰酸酯基团;以及组合。
第十三方面可以包含前述方面中的任何方面,其中对产物混合体进行处理以分离所述合成官能化添加剂进一步包括:降低所述产物混合体的温度;在固体分离器中将所述产物混合体中的固体与所述产物混合体中的液体分离,其中所述固体分离器选自由过滤器单元和离心机组成的组;以及对在所述固体分离器中分离的所述固体进行干燥,以产生所述合成官能化添加剂。
第十四方面可以包含一种合成官能化添加剂,所述合成官能化添加剂包括:层状硅酸镁,所述层状硅酸镁包括:第一官能化硅酸盐层,所述第一官能化硅酸盐层包括与至少两个不同的官能团共价结合的第一四面体硅酸盐层;八面体水镁石层,所述八面体水镁石包括镁;以及第二官能化硅酸盐层,所述第二官能化硅酸盐层包括与至少两个不同的官能团共价结合的第二四面体硅酸盐层,其中所述八面体水镁石层定位在所述第一官能化硅酸盐层与所述第二官能化硅酸盐层之间;并且其中与所述第一四面体硅酸盐层共价结合的所述至少两个不同的官能团和与所述第二四面体硅酸盐层共价结合的所述至少两个不同的官能团相同或不同。
第十五方面可以包含第十四方面,其中所述层状硅酸镁的厚度为至少1纳米,并且其中所述层状硅酸镁的横向尺寸为2nm到5微米。
第十六方面可以包含第十四或第十五方面,其中与所述第一四面体硅酸盐层、所述第二四面体硅酸盐层或两者共价结合的所述至少两个不同的官能团选自由以下组成的组:羟基(-OH);具有式(-CH2(CH2)xCH3)的饱和烷基,其中x为介于0与18之间的整数;苯基;胺基;二胺基;羧酸酯基团;酰胺基;丙烯酸酯基团;硫醇基;甲基丙烯酸酯基团;异氰酸酯基团;以及其组合。
第十七方面可以包含钻探液,所述钻探液包括:水性基液和合成官能化添加剂,所述合成官能化添加剂包括:层状硅酸镁,所述层状硅酸镁包括:第一官能化硅酸盐层,所述第一官能化硅酸盐层包括与至少两个不同的官能团共价结合的第一四面体硅酸盐层;八面体水镁石层,所述八面体水镁石包括镁;以及第二官能化硅酸盐层,所述第二官能化硅酸盐层包括与至少两个不同的官能团共价结合的第二四面体硅酸盐层,其中所述八面体水镁石层定位在所述第一官能化硅酸盐层与所述第二官能化硅酸盐层之间;并且其中与所述第一四面体硅酸盐层共价结合的所述至少两个不同的官能团和与所述第二四面体硅酸盐层共价结合的所述至少两个不同的官能团相同或不同。
第十六方面可以包含第十七方面,其中与所述第一四面体硅酸盐层、所述第二四面体硅酸盐层或两者共价结合的所述至少两个不同的官能团选自由以下组成的组:羟基(-OH);具有式(-CH2(CH2)xCH3)的饱和烷基,其中x为介于0与18之间的整数;苯基;胺基;二胺基;羧酸酯基团;酰胺基;丙烯酸酯基团;硫醇基;甲基丙烯酸酯基团;异氰酸酯基团;以及其组合。
第十九方面可以包含第十七至第十八方面中的任何方面,其中所述合成官能化添加剂的量介于0.1%w/v到20%w/v之间。
第二十方面可以包含第十七到第十九方面中的任何方面,其中所述钻探液的塑性粘度大于10cP。

Claims (15)

1.一种产生合成官能化添加剂的方法,所述方法包括:
将镁盐与流体介质混合以产生含镁流体;
向所述含镁流体添加第一硅烷和第二硅烷以产生反应物混合体,其中所述第一硅烷和所述第二硅烷具有不同的组成;
向所述反应物混合体添加水性氢氧化物以产生反应混合物;
将所述反应混合物混合混合时间段;
将所述反应混合物回流回流时间段以产生产物混合体;
对所述产物混合体进行处理以分离所述合成官能化添加剂,
其中所述合成官能化添加剂包括具有混合官能团的层状镁。
2.根据权利要求1所述的方法,其中所述第一硅烷和所述第二硅烷选自由以下组成的组:苯基三甲氧基硅烷、三甲氧基(丙基)硅烷、三甲氧基甲基硅烷、十六烷基三甲氧基硅烷、辛基三乙氧基硅烷、原硅酸四乙酯、N-[3-(三甲氧基甲硅烷基)丙基]乙二胺、(3-氨基丙基)三乙氧基硅烷和其组合。
3.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其进一步包括向所述第一硅烷、所述第二硅烷和所述含镁流体添加一种或多种另外的硅烷,以产生所述反应物混合体。
4.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其中按所述含镁流体的总重量计,所述含镁流体包括3wt.%到15wt.%的镁盐。
5.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其中按所述反应物混合体的总重量计,所述反应物混合体包括3wt.%到12wt.%的所述第一硅烷和所述第二硅烷。
6.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其中以摩尔计,所述合成官能化添加剂中硅酮与镁的摩尔比率的范围为0.7:1到1.5:1。
7.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其中所述混合官能团选自由以下组成的组:羟基(-OH);具有式(-CH2(CH2)xCH3)的饱和烷基,其中x为介于0与18之间的整数;苯基;胺基;二胺基;羧酸酯基团;酰胺基;丙烯酸酯基团;硫醇基;甲基丙烯酸酯基团;异氰酸酯基团;以及组合。
8.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其中对产物混合体进行处理以分离所述合成官能化添加剂进一步包括:
降低所述产物混合体的温度;
在固体分离器中将所述产物混合体中的固体与所述产物混合体中的液体分离,其中所述固体分离器选自由过滤器单元和离心机组成的组;以及
对在所述固体分离器中分离的所述固体进行干燥,以产生所述合成官能化添加剂。
9.一种合成官能化添加剂,其包括:
层状硅酸镁,所述层状硅酸镁包括:
第一官能化硅酸盐层,所述第一官能化硅酸盐层包括与至少两个不同的官能团共价结合的第一四面体硅酸盐层;
八面体水镁石层,所述八面体水镁石包括镁;以及
第二官能化硅酸盐层,所述第二官能化硅酸盐层包括与至少两个不同的官能团共价结合的第二四面体硅酸盐层,
其中所述八面体水镁石层定位在所述第一官能化硅酸盐层与所述第二官能化硅酸盐层之间;并且
其中与所述第一四面体硅酸盐层共价结合的所述至少两个不同的官能团和与所述第二四面体硅酸盐层共价结合的所述至少两个不同的官能团相同或不同。
10.根据权利要求9所述的组合物,其中所述层状硅酸镁的厚度为至少1纳米,并且其中所述层状硅酸镁的横向尺寸为2nm到5微米。
11.根据权利要求9到10中任一项所述的组合物,其中与所述第一四面体硅酸盐层、所述第二四面体硅酸盐层或两者共价结合的所述至少两个不同的官能团选自由以下组成的组:羟基(-OH);具有式(-CH2(CH2)xCH3)的饱和烷基,其中x为介于0与18之间的整数;苯基;胺基;二胺基;羧酸酯基团;酰胺基;丙烯酸酯基团;硫醇基;甲基丙烯酸酯基团;异氰酸酯基团;以及其组合。
12.一种钻探液,其包括:
水性基液;以及
合成官能化添加剂,所述合成官能化添加剂包括:
层状硅酸镁,所述层状硅酸镁包括:
第一官能化硅酸盐层,所述第一官能化硅酸盐层包括与至少两个不同的官能团共价结合的第一四面体硅酸盐层;
八面体水镁石层,所述八面体水镁石包括镁;以及
第二官能化硅酸盐层,所述第二官能化硅酸盐层包括与至少两个不同的官能团共价结合的第二四面体硅酸盐层,
其中所述八面体水镁石层定位在所述第一官能化硅酸盐层与所述第二官能化硅酸盐层之间;并且
其中与所述第一四面体硅酸盐层共价结合的所述至少两个不同的官能团和与所述第二四面体硅酸盐层共价结合的所述至少两个不同的官能团相同或不同。
13.根据权利要求12所述的钻探液,其中与所述第一四面体硅酸盐层、所述第二四面体硅酸盐层或两者共价结合的所述至少两个不同的官能团选自由以下组成的组:羟基(-OH);具有式(-CH2(CH2)xCH3)的饱和烷基,其中x为介于0与18之间的整数;苯基;胺基;二胺基;羧酸酯基团;酰胺基;丙烯酸酯基团;硫醇基;甲基丙烯酸酯基团;异氰酸酯基团;以及其组合。
14.根据权利要求12到13中任一项所述的方法,其中所述合成官能化添加剂的量介于0.1%w/v到20%w/v之间。
15.根据权利要求12到14中任一项所述的方法,其中所述钻探液的塑性粘度大于10cP。
CN201980057203.5A 2018-09-04 2019-09-03 合成官能化添加剂、合成的方法和使用的方法 Withdrawn CN112639048A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201862726512P 2018-09-04 2018-09-04
US62/726,512 2018-09-04
PCT/US2019/049310 WO2020051123A1 (en) 2018-09-04 2019-09-03 Synthetic functionalized additives, methods of synthesizing, and methods of use

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN112639048A true CN112639048A (zh) 2021-04-09

Family

ID=67957446

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201980057203.5A Withdrawn CN112639048A (zh) 2018-09-04 2019-09-03 合成官能化添加剂、合成的方法和使用的方法

Country Status (8)

Country Link
US (3) US11332651B2 (zh)
EP (2) EP3830214A1 (zh)
JP (1) JP2021535274A (zh)
KR (1) KR20210055068A (zh)
CN (1) CN112639048A (zh)
CA (1) CA3109868A1 (zh)
SG (1) SG11202102109WA (zh)
WO (2) WO2020051123A1 (zh)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115364826B (zh) * 2021-05-21 2023-10-03 安庆北化大科技园有限公司 超疏水多孔硅酸镁油水分离材料的制备方法、制得的材料及其应用
US11866645B1 (en) 2022-08-15 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Methods for hydraulic fracturing and flowback fluid compositions suitable for such

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4888120A (en) * 1986-09-18 1989-12-19 Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien Water-based drilling and well-servicing fluids with swellable, synthetic layer silicates
WO1992021612A1 (de) * 1991-05-27 1992-12-10 Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien Verfahren zur herstellung von hoch-quellfähigen schichtsilikaten
CN101166573A (zh) * 2005-03-07 2008-04-23 金斯顿女王大学 溶胶-凝胶官能化硅酸盐催化剂和清除剂
CN101370901A (zh) * 2006-02-22 2009-02-18 伊莱门蒂斯专业有限公司 亲有机粘土添加剂和具有更少依赖于温度的流变学特性的油基钻井液
CN102083936A (zh) * 2008-05-09 2011-06-01 M-I有限公司 含有定尺寸粘土材料的井筒流体及其使用方法
CN105623626A (zh) * 2016-02-02 2016-06-01 中国石油大学(北京) 钻井液的添加剂组合物和抗高温无土相全油基钻井液
US20160272870A1 (en) * 2014-03-24 2016-09-22 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous suspensions of silica additives
CN108329896A (zh) * 2018-03-27 2018-07-27 中国石油大学(华东) 抗高温人造粘土及其制备方法和水基钻井液

Family Cites Families (47)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4312765A (en) * 1978-04-03 1982-01-26 W. R. Grace & Co. Viscosifying agent
US4363736A (en) 1980-06-13 1982-12-14 W. R. Grace & Co. Fluid loss control system
JPS6110020A (ja) 1984-06-22 1986-01-17 Mizusawa Ind Chem Ltd 合成層状フイロケイ酸マグネシウム及びその製法
KR930000828B1 (ko) 1986-01-17 1993-02-06 미즈자와카가꾸 코오교오 가부시기가이샤 굴엑기스 탈색 농축물의 제조방법
DE19933176A1 (de) 1999-07-15 2001-01-18 Sueddeutsche Kalkstickstoff Verfahren zur Rheologiesteuerung von Flüssigphasen
GB2390094B (en) 2001-02-08 2004-11-10 Asahi Chemical Ind Organic domain/inorganic domain hybrid material and use thereof
US20030096143A1 (en) 2001-10-05 2003-05-22 Luzenac America, Inc. Surface modification of talc to improve wettability and increased affinity to cellulosic fibers
US6737384B2 (en) 2002-03-05 2004-05-18 Alpine Mud Products Corporation Drilling fluid additive system containing talc and cellulose
US7544640B2 (en) 2002-12-10 2009-06-09 Halliburton Energy Services, Inc. Zeolite-containing treating fluid
US7135231B1 (en) 2003-07-01 2006-11-14 Fairmont Minerals, Ltd. Process for incremental coating of proppants for hydraulic fracturing and proppants produced therefrom
US7449164B2 (en) 2004-07-29 2008-11-11 Board Of Trustees Of Michigan State University Synthetic layered silicate nanolayers
US7758689B2 (en) 2004-08-18 2010-07-20 Ngx, Inc. Nano-talc with hydrophobic coating
DE102005011322A1 (de) 2005-03-11 2006-09-14 Dr.Ing.H.C. F. Porsche Ag Verfahren zur Herstellung von Oxyd- und Silikatschichten auf Metalloberflächen
US20060260808A1 (en) 2005-05-20 2006-11-23 Weaver Jim D Methods of treating particulates and use in subterranean formations
US7741250B2 (en) 2006-05-11 2010-06-22 Chevron Phillips Chemical Company Lp Wellbore servicing fluids comprising grafted homopolymers and methods of using same
FR2903682B1 (fr) 2006-07-17 2008-10-31 Luzenac Europ Sas Soc Par Acti Procede de preparation d'une composition de talc synthetique a partir d'une composition de kerolites.
CH698774B1 (de) 2007-02-26 2011-01-14 Tano Conto S R O Verfahren zur Herstellung eines Talkprodukts mit hohem Reinheitsgrad.
US9145510B2 (en) 2007-05-30 2015-09-29 Baker Hughes Incorporated Use of nano-sized phyllosilicate minerals in viscoelastic surfactant fluids
ITVA20070085A1 (it) 2007-11-21 2009-05-22 Lamberti Spa Inibitori di rigonfiamento di argille
CN102245732B (zh) 2008-10-13 2014-07-16 M-I有限公司 无铬水基井眼流体
US8074715B2 (en) 2009-01-15 2011-12-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of setting particulate plugs in horizontal well bores using low-rate slurries
WO2010109606A1 (ja) 2009-03-25 2010-09-30 グローリー株式会社 貨幣処理装置
CN101560686B (zh) 2009-04-28 2010-09-15 先健科技(深圳)有限公司 人体可吸收镁合金材料处理方法及镁合金复合层
BR112013002737B1 (pt) 2010-08-04 2021-11-09 Instituto Tecnológico Del Embalaje, Transporte Y Logística Itene Composição de filossilicato modificado, processo para a preparação de filossilicato modificado e uso do mesmo
JP5911426B2 (ja) 2010-09-30 2016-04-27 ユニチカ株式会社 ポリアミド樹脂組成物、およびそれから得られる成形体
CN102041368A (zh) 2011-01-16 2011-05-04 首钢总公司 一种表面质量优异的取向电工钢生产方法
FR2977580B1 (fr) 2011-07-07 2013-08-16 Centre Nat Rech Scient Procede de preparation d'une composition comprenant des particules minerales synthetiques et composition
US9297244B2 (en) 2011-08-31 2016-03-29 Self-Suspending Proppant Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing comprising a coating of hydrogel-forming polymer
US9644140B2 (en) 2011-10-27 2017-05-09 Baker Hughes Incorporated Method of reducing dust with particulates coated with a polycationic polymer
US9167830B2 (en) 2012-01-27 2015-10-27 Celanese Acetate Llc Substituted cellulose acetates and uses thereof
US20130217603A1 (en) 2012-02-17 2013-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. Use of neutral-density particles to enhance barite sag resistance and fluid suspension transport
US10501327B2 (en) 2012-06-01 2019-12-10 Pavlo Rudenko Nanostructures with functionally different surfaces
WO2015042486A1 (en) 2013-09-20 2015-03-26 Baker Hughes Incorporated Composites for use in stimulation and sand control operations
AU2014383104B2 (en) 2014-02-20 2017-05-25 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids and uses thereof
US20160186034A1 (en) 2014-03-11 2016-06-30 Baker Hughes Incorporated Synergistic organophilic clay mixture as an additive to oil-based drilling fluids
CA2941681A1 (en) 2014-03-31 2015-10-08 Schlumberger Canada Limited Method for modification and delivery of proppant during well operations, method for hydraulic fracturing and method for gravel packing
KR101714757B1 (ko) * 2014-06-24 2017-03-09 한국과학기술원 아미노기를 포함하는 금속 필로실리케이트가 고정된 고체 기판을 이용하여 이산화탄소를 탄산화시키는 방법
CN104098930B (zh) 2014-06-27 2015-11-18 成都新柯力化工科技有限公司 一种单片滑石粉及其制备方法
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
CN107532075B (zh) 2015-03-12 2022-03-08 赫尔克里士有限公司 包含羟乙基纤维素和交联的聚乙烯吡咯烷酮的油和气处理组合物
WO2016164037A1 (en) * 2015-04-10 2016-10-13 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole fluids and methods of use thereof
MX2017014464A (es) * 2015-05-12 2018-03-21 Ecolab Usa Inc Composicion reticulante que incluye silicato sintetico en capas.
US20190055464A1 (en) 2015-09-29 2019-02-21 Georgia-Pacific Chemicals Llc Proppants coated with a resin containing a clay
WO2017132659A1 (en) * 2016-01-29 2017-08-03 M-I L.L.C. Thermal stability of high temperature oil based system enhanced by organophilic clay
WO2018101929A1 (en) 2016-11-30 2018-06-07 Prince Energy Llc Compositions for use in drilling fluids
CN108505392A (zh) 2018-03-31 2018-09-07 广西南宁桂知科技有限公司 纳米滑石粉的制备方法
US11414584B2 (en) 2018-09-04 2022-08-16 Saudi Arabian Oil Company Viscosity supporting additive for water-based drilling and completions fluids

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4888120A (en) * 1986-09-18 1989-12-19 Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien Water-based drilling and well-servicing fluids with swellable, synthetic layer silicates
WO1992021612A1 (de) * 1991-05-27 1992-12-10 Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien Verfahren zur herstellung von hoch-quellfähigen schichtsilikaten
CN101166573A (zh) * 2005-03-07 2008-04-23 金斯顿女王大学 溶胶-凝胶官能化硅酸盐催化剂和清除剂
CN101370901A (zh) * 2006-02-22 2009-02-18 伊莱门蒂斯专业有限公司 亲有机粘土添加剂和具有更少依赖于温度的流变学特性的油基钻井液
CN102083936A (zh) * 2008-05-09 2011-06-01 M-I有限公司 含有定尺寸粘土材料的井筒流体及其使用方法
US20160272870A1 (en) * 2014-03-24 2016-09-22 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous suspensions of silica additives
CN105623626A (zh) * 2016-02-02 2016-06-01 中国石油大学(北京) 钻井液的添加剂组合物和抗高温无土相全油基钻井液
CN108329896A (zh) * 2018-03-27 2018-07-27 中国石油大学(华东) 抗高温人造粘土及其制备方法和水基钻井液

Non-Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
KARINE O.MOURA: ""Physico-chemical of organo-functionalized magnesium phyllosilicate prepared by microwave heating"", 《MICROPOROUS AND MESOPOROUS MATERIALS》 *
RICARDO B. FERREIRA: "Aminopropyl-Modified Magnesium−Phyllosilicates Layered Solids with Tailored Interlayer Access and Reactivity", 《LANGMUIR》 *
杨昭: "《油田化学》", 31 January 2016, 哈尔滨:哈尔滨工业大学出版社 *
郑水林: "《粉体表面改性》", 31 December 1995, 北京:中国建材工业出版社 *

Also Published As

Publication number Publication date
US20210363400A1 (en) 2021-11-25
EP3830214A1 (en) 2021-06-09
CA3109868A1 (en) 2020-03-12
US20200071591A1 (en) 2020-03-05
US20200071589A1 (en) 2020-03-05
SG11202102109WA (en) 2021-04-29
JP2021535274A (ja) 2021-12-16
WO2020051123A1 (en) 2020-03-12
KR20210055068A (ko) 2021-05-14
US11332651B2 (en) 2022-05-17
US11118092B2 (en) 2021-09-14
US11674069B2 (en) 2023-06-13
EP3844235A1 (en) 2021-07-07
WO2020051184A1 (en) 2020-03-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10982124B2 (en) Drill-in fluid compositions and methods
US11414584B2 (en) Viscosity supporting additive for water-based drilling and completions fluids
Cheraghian Application of nano-particles of clay to‎ improve drilling fluid
EP2247688B1 (en) Emulsifier free oil-based wellbore fluid
Gudarzifar et al. Experimental investigation of rheological & filtration properties and thermal conductivity of water-based drilling fluid enhanced
US4316807A (en) Viscosifying agent
EP3430104B1 (en) Oil-based drilling fluids containing an alkaline-earth diamondoid compound as rheology modifier
US10280355B2 (en) Reservoir wellbore fluid
CN109337657B (zh) 适用于水基钻井液用氟碳活性剂类超双疏携屑剂的改性二氧化硅材料及其制备方法和应用
US11021643B2 (en) Organoclay composition and its use
US11332651B2 (en) Synthetic functionalized additives, methods of synthesizing, and methods of use
US11898084B2 (en) Suspension supporting additive for water-based drilling and completions fluids
US10662365B2 (en) Oil based drilling fluids useful having reduced change in high shear viscosity over a wide temperature range
WO2021174258A1 (en) Viscosity supporting additive for water-based drilling and completions fluids
US11912926B2 (en) Synthetic functionalized additives, methods of synthesizing, and methods of use
US20230104120A1 (en) Polyhedral oligomeric silsesquioxane as rheology booster for invert emulsion oil-based mud
WO2017034561A1 (en) Sol-gel modified particulates for wellbore fluids

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
WW01 Invention patent application withdrawn after publication
WW01 Invention patent application withdrawn after publication

Application publication date: 20210409