CN113698796B - 抗高温水基钻井液用超双疏剂 - Google Patents

抗高温水基钻井液用超双疏剂 Download PDF

Info

Publication number
CN113698796B
CN113698796B CN202110989699.9A CN202110989699A CN113698796B CN 113698796 B CN113698796 B CN 113698796B CN 202110989699 A CN202110989699 A CN 202110989699A CN 113698796 B CN113698796 B CN 113698796B
Authority
CN
China
Prior art keywords
agent
alkyl
formula
represented
superamphiphobic
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.)
Active
Application number
CN202110989699.9A
Other languages
English (en)
Other versions
CN113698796A (zh
Inventor
蒋官澄
倪晓骁
贺垠博
杨丽丽
董腾飞
崔凯潇
骆小虎
罗健生
史赫
张建国
冯雷
虞海法
邱爱民
谭天宇
贾东民
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 University of Petroleum Beijing
Original Assignee
China University of Petroleum Beijing
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 University of Petroleum Beijing filed Critical China University of Petroleum Beijing
Publication of CN113698796A publication Critical patent/CN113698796A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN113698796B publication Critical patent/CN113698796B/zh
Active 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
    • C09C—TREATMENT OF INORGANIC MATERIALS, OTHER THAN FIBROUS FILLERS, TO ENHANCE THEIR PIGMENTING OR FILLING PROPERTIES ; PREPARATION OF CARBON BLACK  ; PREPARATION OF INORGANIC MATERIALS WHICH ARE NO SINGLE CHEMICAL COMPOUNDS AND WHICH ARE MAINLY USED AS PIGMENTS OR FILLERS
    • C09C1/00—Treatment of specific inorganic materials other than fibrous fillers; Preparation of carbon black
    • C09C1/44—Carbon
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
    • C01B32/15—Nano-sized carbon materials
    • C01B32/158—Carbon nanotubes
    • C01B32/168—After-treatment
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07F—ACYCLIC, CARBOCYCLIC OR HETEROCYCLIC COMPOUNDS CONTAINING ELEMENTS OTHER THAN CARBON, HYDROGEN, HALOGEN, OXYGEN, NITROGEN, SULFUR, SELENIUM OR TELLURIUM
    • C07F7/00—Compounds containing elements of Groups 4 or 14 of the Periodic System
    • C07F7/02—Silicon compounds
    • C07F7/08—Compounds having one or more C—Si linkages
    • C07F7/18—Compounds having one or more C—Si linkages as well as one or more C—O—Si linkages
    • C07F7/1896—Compounds having one or more Si-O-acyl linkages
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09C—TREATMENT OF INORGANIC MATERIALS, OTHER THAN FIBROUS FILLERS, TO ENHANCE THEIR PIGMENTING OR FILLING PROPERTIES ; PREPARATION OF CARBON BLACK  ; PREPARATION OF INORGANIC MATERIALS WHICH ARE NO SINGLE CHEMICAL COMPOUNDS AND WHICH ARE MAINLY USED AS PIGMENTS OR FILLERS
    • C09C3/00—Treatment in general of inorganic materials, other than fibrous fillers, to enhance their pigmenting or filling properties
    • C09C3/006—Combinations of treatments provided for in groups C09C3/04 - C09C3/12
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09C—TREATMENT OF INORGANIC MATERIALS, OTHER THAN FIBROUS FILLERS, TO ENHANCE THEIR PIGMENTING OR FILLING PROPERTIES ; PREPARATION OF CARBON BLACK  ; PREPARATION OF INORGANIC MATERIALS WHICH ARE NO SINGLE CHEMICAL COMPOUNDS AND WHICH ARE MAINLY USED AS PIGMENTS OR FILLERS
    • C09C3/00—Treatment in general of inorganic materials, other than fibrous fillers, to enhance their pigmenting or filling properties
    • C09C3/08—Treatment with low-molecular-weight non-polymer organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09C—TREATMENT OF INORGANIC MATERIALS, OTHER THAN FIBROUS FILLERS, TO ENHANCE THEIR PIGMENTING OR FILLING PROPERTIES ; PREPARATION OF CARBON BLACK  ; PREPARATION OF INORGANIC MATERIALS WHICH ARE NO SINGLE CHEMICAL COMPOUNDS AND WHICH ARE MAINLY USED AS PIGMENTS OR FILLERS
    • C09C3/00—Treatment in general of inorganic materials, other than fibrous fillers, to enhance their pigmenting or filling properties
    • C09C3/12—Treatment with organosilicon compounds
    • 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
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07B—GENERAL METHODS OF ORGANIC CHEMISTRY; APPARATUS THEREFOR
    • C07B2200/00—Indexing scheme relating to specific properties of organic compounds
    • C07B2200/11—Compounds covalently bound to a solid support
    • 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
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/34—Lubricant additives

Abstract

本发明涉及石油工业的油田化学领域，具体涉及抗高温水基钻井液用超双疏剂。该超双疏剂为表面具有改性基团的改性碳纳米管，其中，所述改性基团包括由含不饱和碳碳双键的硅烷偶联剂、由式R1SO2X表示的全氟磺酰卤和由式R3Si(OR2)3表示的硅氧烷提供的改性基团；其中，R1为全氟取代的C4‑C12的烷基，X表示卤素；R3选自C1‑C6的烷基和C1‑C6的烷氧基，R2选自C1‑C6的烷基。本发明提供的该超双疏剂能够有效改善岩屑表面润湿性能同时提高体系流变效果的超双疏剂，此类超双疏剂能够有效提高复杂结构井的钻井速度。

Description

抗高温水基钻井液用超双疏剂
技术领域
本发明涉及石油工业的油田化学领域，具体涉及抗高温水基钻井液用超双疏剂。
背景技术
我国非常规和复杂油气资源量巨大，居世界第二，是保障我国能源战略安全的重要接替资源，使得非常规和复杂油气已逐渐成为我国勘探开发的主战场，在国际上也已成为研究热点与勘探开发重点。
在非常规和复杂油气藏勘探开发的油藏条件越来越苛刻，深井、水平井等非常规复杂结构井越来越成为非常规油气田的开发方式的背景下，复杂结构井对钻井的要求越来越高，同时对钻井液的性能提出了更高的要求，针对钻高难度井的过程中常遇到的“井壁坍塌、阻卡与卡钻、井漏”等复杂情况所引起的油气产量低、成本居高不下、效率低下的难题，本专利以期通过研发新型钻井液处理剂解决上述钻遇难题。
针对上述钻遇难题分析其根源可知：
(1)井壁坍塌
非常规储层中的泥页岩地层中泥页岩孔隙压力异常高，当钻井液液柱压力小于地层孔隙压力，如果泥页岩孔隙很小，渗透率很低，一旦其压差超过泥页岩强度，瞬间就会将储层的泥页岩推入井内，发生坍塌卡钻等井下复杂事故。而钻井液中常因为泥页岩吸水水化膨胀使其自身结构强度下降发生剥落，从而引发井壁坍塌。在钻井液中常规的处理方法是加入抑制剂解决泥页岩的渗透水化，未从解决表面水化角度出发。
(2)阻卡与卡钻
复杂结构井的钻探过程中，由于井下钻具和井壁的高摩阻，往往容易出现起下钻遇阻、卡钻等复杂事故，同时井下高摩阻，还会带来高扭矩，高环空循环压耗，从而极大浪费钻机的能耗，减少钻头破岩的效率。通过向钻井液中添加润滑剂调节钻井液的润滑性能，是预防和解决钻井安全问题、提高钻进效率的主要技术手段之一，润滑剂在降低钻具与井壁之间的摩擦、减小钻进扭矩和起下钻摩阻中起到关键作用。
(3)井漏
在钻井过程中常常会因为储层孔隙度大、渗透性好、存在溶洞或者裂缝而引起井漏，通常需要在钻井液中添加堵漏处理剂对裂缝及孔洞进行封堵从而解决上述难题。而在钻非常规油气的过程中常规的堵漏材料难以对纳微米的孔缝进行封堵，任然会因为导致钻井液漏失进入储层。
目前，国内外研发的水基钻井液处理剂的功能性比较单一，均是针对单一的问题研发相应的处理剂解决井下复杂，难以做到一剂多用，解决多个难题，从而具有大大增加了钻井液处理剂的整体成本，难以大规模应用等。
发明内容
本发明的目的是能够有效改善岩屑表面润湿性能同时提高体系流变效果的超双疏剂，此类超双疏剂能够有效提高复杂结构井的钻井速度，为了实现上述目的，本发明一方面提供一种超双疏剂，该超双疏剂为表面具有改性基团的改性碳纳米管，其中，所述改性基团包括由含不饱和碳碳双键的硅烷偶联剂、由式R1SO2X表示的全氟磺酰卤和由式R3Si(OR2)3表示的硅氧烷提供的改性基团；其中，R1为全氟取代的C4-C12的烷基，X表示卤素；R3选自C1-C6的烷基和C1-C6的烷氧基，R2选自C1-C6的烷基。
本发明第二方面提供上述超双疏剂的制备方法，其中，该方法包括：
(1)将碳纳米管在含酸溶液中进行羧基化处理；
(2)将羧基化处理后的碳纳米管与含不饱和碳碳双键的硅烷偶联剂进行第一接触反应；
(3)将第一接触反应后的产物中引入由式R1SO2X表示的全氟磺酰卤和由式R3Si(OR2)3表示的硅氧烷以进行第二接触反应。
本发明第三方面提供上述超双疏剂在钻井液中作为处理剂的应用。
本发明第四方面提供一种含有上述超双疏剂的水基钻井液。
本发明第五方面提供上述水基钻井液在油气钻井中的应用。
本发明提供的该超双疏剂组成的水基钻井液体系对今后复杂结构井钻井的安全高效钻井具有相当大的促进作用，对进一步推动我国非常规油气藏的勘探开发具有重要的实用价值与经济效益。
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
本发明一方面提供一种超双疏剂，该超双疏剂为表面具有改性基团的改性碳纳米管，其中，所述改性基团包括由含不饱和碳碳双键的硅烷偶联剂、由式R1SO2X表示的全氟磺酰卤和由式R3Si(OR2)3表示的硅氧烷提供的改性基团；其中，R1为全氟取代的C4-C12的烷基，X表示卤素；R3选自C1-C6的烷基和C1-C6的烷氧基，R2选自C1-C6的烷基。
本发明提供的抗高温水基钻井液用超双疏剂所具有的高电负性易构造低表面能的表面特性，有效反转表面润湿性能，阻止液相与储层粘土矿物的接触，同时纳米材料的小尺度效应使得钻井过程中固相颗粒间以及钻具间的摩擦阻力大大降低，并对纳微米级别的孔缝进行封堵，从而实现一剂多用。并以此超双疏剂为核心形成一套高效水基钻井液体系，提高复杂井钻井速度，进一步促进非常规油气藏的勘探开发。
优选地，R1为全氟取代的C6-C10的烷基，X表示氟或氯；R3选自C2-C6的烷基和C2-C6的烷氧基，R2选自C1-C4的烷基。更优选地，R3选自C1-C4的烷基和C1-C4的烷氧基，R2选自C1-C4的烷基。
优选地，R1为全氟取代的C6烷基、全氟取代的C8烷基或全氟取代的C10烷基，X表示氟或氯；R3选自甲基、乙基、正丙基、正丁基、甲氧基、乙氧基、正丙氧基或正丁氧基；R2选自甲基、乙基、正丙基、异丙基或正丁基。
优选地，所述含不饱和碳碳双键的硅烷偶联剂为丙烯酰氧基C1-C8的烷基三烷氧基硅烷、甲基丙烯酰氧基C1-C8的烷基三烷氧基硅烷、丙烯酰胺基C1-C8的烷基三烷氧基硅烷、甲基丙烯酰胺基C1-C8的烷基三烷氧基硅烷、乙烯基三烷氧基硅烷和丙烯基三烷氧基硅烷中的一种或多种；所述由式R1SO2X表示的全氟磺酰卤为全氟己基磺酰氟、全氟己基磺酰氯、全氟辛基磺酰氟、全氟辛基磺酰氯、全氟癸基磺酰氟和全氟癸基磺酰氯中的一种或多种；所述由式R3Si(OR2)3表示的硅氧烷为甲氧基三乙氧基硅烷、甲氧基三丙氧基硅烷、乙氧氧基三丙氧基硅烷和乙氧氧基三甲氧基硅烷中的一种或多种。
其中，丙烯酰氧基C1-C8的烷基三烷氧基硅烷具体可以选自丙烯酰氧基甲基三甲氧基硅烷、丙烯酰氧基甲基三乙氧基硅烷、丙烯酰氧基甲基三正丙氧基硅烷、2-丙烯酰氧基乙基三甲氧基硅烷、2-丙烯酰氧基乙基三乙氧基硅烷、2-丙烯酰氧基乙基三正丙氧基硅烷、γ-丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷、γ-丙烯酰氧基丙基三乙氧基硅烷、γ-丙烯酰氧基丙基三正丙氧基硅烷。
甲基丙烯酰氧基C1-C8的烷基三烷氧基硅烷具体可以选自甲基丙烯酰氧基甲基三甲氧基硅烷、甲基丙烯酰氧基甲基三乙氧基硅烷、甲基丙烯酰氧基甲基三正丙氧基硅烷、2-甲基丙烯酰氧基乙基三甲氧基硅烷、2-甲基丙烯酰氧基乙基三乙氧基硅烷、2-甲基丙烯酰氧基乙基三正丙氧基硅烷、γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷、γ-甲基丙烯酰氧基丙基三乙氧基硅烷、γ-甲基丙烯酰氧基丙基三正丙氧基硅烷。
丙烯酰胺基C1-C8的烷基三烷氧基硅烷具体可以选自丙烯酰胺基甲基三甲氧基硅烷、丙烯酰胺基甲基三乙氧基硅烷、丙烯酰胺基甲基三正丙氧基硅烷、2-丙烯酰胺基乙基三甲氧基硅烷、2-丙烯酰胺基乙基三乙氧基硅烷、2-丙烯酰胺基乙基三正丙氧基硅烷、γ-丙烯酰胺基丙基三甲氧基硅烷、γ-丙烯酰胺基丙基三乙氧基硅烷、γ-丙烯酰胺基丙基三正丙氧基硅烷。
甲基丙烯酰胺基C1-C8的烷基三烷氧基硅烷具体可以选自甲基丙烯酰胺基甲基三甲氧基硅烷、甲基丙烯酰胺基甲基三乙氧基硅烷、甲基丙烯酰胺基甲基三正丙氧基硅烷、2-甲基丙烯酰胺基乙基三甲氧基硅烷、2-甲基丙烯酰胺基乙基三乙氧基硅烷、2-甲基丙烯酰胺基乙基三正丙氧基硅烷、γ-甲基丙烯酰胺基丙基三甲氧基硅烷、γ-甲基丙烯酰胺基丙基三乙氧基硅烷、γ-甲基丙烯酰胺基丙基三正丙氧基硅烷。
乙烯基三烷氧基硅烷具体可以选自乙烯基三甲氧基硅烷、乙烯基三乙氧基硅烷、乙烯基三正丙氧基硅烷。
丙烯基三烷氧基硅烷具体可以选自丙烯基三甲氧基硅烷、丙烯基三乙氧基硅烷、丙烯基三正丙氧基硅烷。
在本发明的一种优选的实施方式中，所述含不饱和碳碳双键的硅烷偶联剂为γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷；所述由式R1SO2X表示的全氟磺酰卤为全氟辛基磺酰氟，所述由式R3Si(OR2)3表示的硅氧烷为甲氧基三乙氧基硅烷。
优选地，所述碳纳米管为单壁碳纳米管或多壁碳纳米管；更优选地，所述单壁碳纳米管的管径为2-50nm(优选为5-30nm，例如为2-12nm、10-25nm)，长度为1000-20000nm(优选为5000-15000nm，例如为10000-15000nm)；所述多壁碳纳米管的内径为2-30nm(优选为5-30nm，例如为2-12nm、10-25nm)，外径为5-50nm(优选为10-30nm，例如为10-25nm、12-15nm)，长度为1000-30000nm(优选为5000-25000nm，例如为15000-20000nm)。
优选地，所述改性碳纳米管中，改性碳纳米管、由含不饱和碳碳双键的硅烷偶联剂提供的改性基团、由式R1SO2X表示的全氟磺酰卤提供的改性基团和由式R3Si(OR2)3表示的硅氧烷提供的改性基团的摩尔比为1：0.05-0.5：0.2-5：0.5-6，优选为1：0.1-0.3：0.5-2：1-3，更优选为1：0.2-0.25：1-2：1.5-3。
本发明第二方面提供上述超双疏剂的制备方法，其中，该方法包括：
(1)将碳纳米管在含酸溶液中进行羧基化处理；
(2)将羧基化处理后的碳纳米管与含不饱和碳碳双键的硅烷偶联剂进行第一接触反应；
(3)将第一接触反应后的产物中引入由式R1SO2X表示的全氟磺酰卤和由式R3Si(OR2)3表示的硅氧烷以进行第二接触反应。
优选地，所述含酸溶液为强酸(选自浓硫酸或浓硝酸)与双氧水的混合溶液。其中，所述浓硫酸的硫酸浓度可以为70重量％以上，特别是90重量％以上，更优选为98％以上。浓硝酸的硝酸浓度可以为50重量％以上，优选为60重量％以上，特别是65重量％以上。双氧水的浓度可以为3-30重量％，或者可以为5-20重量％。其中，所述含酸溶液中，强酸与双氧水用量的重量比为1：0.5-10，优选为1：2-3。
根据本发明，所述羧基化处理可以使得碳纳米管表面形成适量的含氧集团，以允许后续的接触反应而形成本发明所需的改性基团。其中，含酸溶液的用量可以在较宽的范围内变动，通常可以足以充分分散碳纳米管即可，例如含酸溶液的用量使得碳纳米管的含量为0.5-10重量％。
优选地，所述羧基化处理的条件包括：温度为50-100℃，时间为25-100min。
优选地，所述第一接触反应的条件包括：温度为50-100℃，时间为25-100min。
优选地，所述第二接触反应的条件包括：温度为50-100℃，时间为1.5-8h。
更优选地，所述第一接触反应的条件包括：温度为60-90℃，时间为30-90min。
更优选地，所述第二接触反应的条件包括：温度为60-90℃(优选为70-80℃)，时间为2-6h(优选为2-4h)。
本发明第三方面提供上述超双疏剂在钻井液中作为处理剂的应用。
本发明第四方面提供一种含有上述超双疏剂的水基钻井液。
本发明第五方面提供上述水基钻井液在油气钻井中的应用。
本发明提供的超双疏剂具有如下优点：在低浓度条件下可很好提高改善溶液界面张力；具有良好的耐温性能，耐温达500℃以上；合成工艺简单，成本低，环保无污染；能够有效降低固体表面的表面自由能，达到疏水疏油的效果；钻井液体系能够有效提高钻井液的抑制性能、抗温性能等，最终实现稳定井壁的目的。
以下将通过实施例对本发明进行详细描述。
超双疏剂实施例1
以下实施例用于示例性地说明本发明的超双疏剂及其制备方法。
(1)向浓硫酸与双氧水混合溶液(浓硫酸与双氧水的重量比为1：3，浓硫酸的浓度为98重量％，双氧水的浓度为30重量％)中加入单壁碳纳米管(购自浙江亚美纳米科技有限公司，该单壁碳纳米管的管径为10nm，长度为15000nm)，并使得碳纳米管的含量为0.5重量％，而后升高温度至90℃超声分散30min。
(2)按照单壁碳纳米管(以碳元素计)：KH570(即γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷)＝1：0.2的摩尔比加入KH570，并将温度调节至75℃反应60min。
(3)紧接着在溶液中按照单壁碳纳米管(以碳元素计)：全氟辛基磺酰氟：甲氧基三乙氧基硅烷＝1:1:2的摩尔比加入全氟辛基磺酰氟与甲氧基三乙氧基硅烷，继续在75℃下反应4h，降至室温后水清洗干净，得到反应产物即为超双疏剂SA-1。
超双疏剂实施例2
以下实施例用于示例性地说明本发明的超双疏剂及其制备方法。
(1)向浓硫酸与双氧水混合溶液(浓硫酸与双氧水的重量比为1：2.5，浓硫酸的浓度为95重量％，双氧水的浓度为25重量％)中加入单壁碳纳米管(购自浙江亚美纳米科技有限公司，该单壁碳纳米管的管径为5nm，长度为10000nm)，并使得碳纳米管的含量为2重量％，而后升高温度至90℃超声分散40min。
(2)按照单壁碳纳米管(以碳元素计)：丙烯酰氧基丙基三乙氧基硅烷＝1：0.25的摩尔比加入丙烯酰氧基丙基三乙氧基硅烷，并将温度调节至90℃反应90min。
(3)紧接着在溶液中按照单壁碳纳米管(以碳元素计)：全氟己基磺酰氟：甲氧基三乙氧基硅烷＝1:1.5:2的摩尔比加入全氟己基磺酰氟与甲氧基三乙氧基硅烷，继续在90℃下反应6h，降至室温后水清洗干净，得到反应产物即为超双疏剂SA-2。
超双疏剂实施例3
以下实施例用于示例性地说明本发明的超双疏剂及其制备方法。
根据实施例1所述的方法，不同的是，步骤(2)中，按照单壁碳纳米管(以碳元素计)：KH570＝1：0.1的摩尔比加入KH570，经过整个反应最终得到反应产物即为超双疏剂SA-3。
超双疏剂实施例4
以下实施例用于示例性地说明本发明的超双疏剂及其制备方法。
根据实施例1所述的方法，不同的是，步骤(3)中，按照单壁碳纳米管(以碳元素计)：全氟辛基磺酰氟：甲氧基三乙氧基硅烷＝1:0.5:1的摩尔比加入全氟辛基磺酰氟与甲氧基三乙氧基硅烷，经过整个反应最终得到反应产物即为超双疏剂SA-4。
超双疏剂实施例5-6
以下实施例用于示例性地说明本发明的超双疏剂及其制备方法。
根据实施例1所述的方法，不同的是：
实施例5：单壁碳纳米管采用等摩尔量的多壁碳纳米管替换，该多壁碳纳米管购自北京德科岛金科技有限公司，内径为10nm，外径为15nm，长度为20000nm，经过整个反应最终得到反应产物即为超双疏剂SA-5。
实施例6：采用等摩尔量的乙烯基三甲氧基硅烷替换KH570，经过整个反应最终得到反应产物即为超双疏剂SA-6。
对比例1
以下实施例用于示例性地说明本发明的超双疏剂及其制备方法。
根据实施例1所述的方法，不同的是，未包括步骤(2)，即步骤(1)后直接进行步骤(3)加入相应的试剂进行反应，经过整个反应最终得到反应产物即为超双疏剂DSA-1。
对比例2
以下实施例用于示例性地说明本发明的超双疏剂及其制备方法。
根据实施例1所述的方法，不同的是，步骤(3)，采用等摩尔量的全氟己基磺酰氟代替甲氧基三乙氧基硅烷，经过整个反应最终得到反应产物即为超双疏剂DSA-2。
对比例3
以下实施例用于示例性地说明本发明的超双疏剂及其制备方法。
根据实施例1所述的方法，不同的是，步骤(3)，采用等摩尔量的甲氧基三乙氧基硅烷代替全氟己基磺酰氟，经过整个反应最终得到反应产物即为超双疏剂DSA-3。
润湿性能测试例1
将超双疏剂分散在水溶液中配制成不同浓度超双疏剂溶液，将岩心浸入溶液中浸泡老化2小时，取出烘干；将烘干的岩心片置于接触角测量仪上进行表面润湿性能评价，结果如下表所示；其中，0重量％下对岩石表面水相接触角为32.6度，0重量％下对岩石表面油相接触角为10.2度。
表1
Figure BDA0003232049990000101
Figure BDA0003232049990000111
通过上表可以看出，本发明的超双疏剂具有较好的改善岩石表面润湿性的能力，能够有效提高岩心表面水相接触角和油相接触角。
表面张力和界面张力测试例2
表面张力：将超双疏剂分散在水溶液中配制成不同浓度超双疏剂溶液，采用铂金板法，在25℃条件下对上述配制的不同浓度超双疏剂进行表面张力大小测定，测试结果如下表所示，其中，0重量％含量下的表面张力为72.8/mN*m-1。
界面张力：将超双疏剂分散在不同量的去离子水中配制成不同浓度的超双疏剂溶液，以石蜡油为油相，在旋转滴界面张力仪中进行油水界面张力测量，测试结果如下表所示，其中，0重量％含量下的界面张力为32.74/mN*m-1。
表2
Figure BDA0003232049990000112
Figure BDA0003232049990000121
从表2可以看出，本发明的超双疏剂能有效降低去离子水的表面张力和油水界面张力。
抑制性能测试例3
根据行业标准(SY/T 6335-1997)页岩抑制性评价方法，利用页岩膨胀测试仪测量人工压制岩心24h膨胀高度，评价超双疏剂的抑制性，其结果如下表3中所示。
根据行业标准(SY/T 5613-2000)泥页岩理化性能试验方法，在120℃条件下热滚16小时，评价超双疏剂对泥页岩的滚动回收率大小的影响，其结果如下表3中所示。
表3
Figure BDA0003232049990000122
通过上表可以看出，本发明的超双疏剂具有优良的线性膨胀抑制性。
润滑性能测试例4
按照行业标准(SY/T 6622-2005)钻井液润滑系数评价方法，在钻井液体系(基浆的组成为：2重量％膨润土+0.1重量％碳酸钠+0.02重量％氢氧化钠+余量为水)中加入3％超双疏剂产品，搅拌20min，利用极压(EP)润滑仪测量其润滑系数，测量后将钻井液体系装于老化罐中，置于120℃温度下老化16h，取出搅拌20min，再次测量钻井液体系的润滑系数，对其润滑效果进行评价，其结果如下表所示。
表4
钻井液体系种类 润滑系数降低率/％ 滤饼粘滞系数
基浆 31.6 0.358
基浆+3％超双疏剂 75.9 0.061
通过该表可以看出，本发明的超双疏剂加入基浆后发现，超双疏剂能够很好降低整体钻井液的润滑性能。
钻井液流变及滤失性能测试例5
将不同浓度的超双疏剂SA-1加入基浆(组成如上文所述)中，利用六速粘度计测量其流变性，结果如下表所示，其中：
“PV”是指塑性黏度，由范式六速粘度计测得，单位为mpa·s；
PV＝θ600-θ300
“AV”是指表观黏度，由范式六速粘度计测得，单位为mpa·s；
Figure BDA0003232049990000131
“YP”是指动切力，由范式六速粘度计测得数据计算得到，单位为Pa；
YP＝0.511(θ300-PV)
“API”是指中压滤失量，由中压滤失仪测得，单位为mL。
表5
Figure BDA0003232049990000141
由表5数据结果可知，超双疏剂SA-1的加入不仅提高了体系的提切力，同时降低了体系的滤失量，减少钻井液进入储层，降低井下复杂事故的发生，更有利于钻井液对于储层的保护。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。

Claims (15)

1.一种超双疏剂，其特征在于，该超双疏剂为表面具有改性基团的改性碳纳米管，其中，所述改性基团为由含不饱和碳碳双键的硅烷偶联剂、由式R1SO2X表示的全氟磺酰卤和由式R3Si(OR2)3表示的硅氧烷提供的改性基团所构成；其中，R1为全氟取代的C4-C12的烷基，X表示卤素；R3选自C1-C6的烷基和C1-C6的烷氧基，R2选自C1-C6的烷基；改性碳纳米管、由含不饱和碳碳双键的硅烷偶联剂提供的改性基团、由式R1SO2X表示的全氟磺酰卤提供的改性基团和由式R3Si(OR2)3表示的硅氧烷提供的改性基团的摩尔比为1：0.05-0.5：0.2-5：0.5-6。
2.根据权利要求1所述的超双疏剂，其中，R1为全氟取代的C6-C10的烷基，X表示氟或氯；R3选自C1-C4的烷基和C1-C4的烷氧基，R2选自C1-C4的烷基。
3.根据权利要求2所述的超双疏剂，其中，R1为全氟取代的C6烷基、全氟取代的C8烷基或全氟取代的C10烷基，X表示氟或氯；R3选自甲基、乙基、正丙基、正丁基、甲氧基、乙氧基、正丙氧基或正丁氧基；R2选自甲基、乙基、正丙基、异丙基或正丁基。
4.根据权利要求1-3中任意一项所述的超双疏剂，其中，所述含不饱和碳碳双键的硅烷偶联剂为丙烯酰氧基C1-C8的烷基三烷氧基硅烷、甲基丙烯酰氧基C1-C8的烷基三烷氧基硅烷、丙烯酰胺基C1-C8的烷基三烷氧基硅烷、甲基丙烯酰胺基C1-C8的烷基三烷氧基硅烷、乙烯基三烷氧基硅烷和丙烯基三烷氧基硅烷中的一种或多种；所述由式R1SO2X表示的全氟磺酰卤为全氟己基磺酰氟、全氟己基磺酰氯、全氟辛基磺酰氟、全氟辛基磺酰氯、全氟癸基磺酰氟和全氟癸基磺酰氯中的一种或多种；所述由式R3Si(OR2)3表示的硅氧烷为甲氧基三乙氧基硅烷、甲氧基三丙氧基硅烷、乙氧基三丙氧基硅烷和乙氧基三甲氧基硅烷中的一种或多种。
5.根据权利要求4所述的超双疏剂，其中，所述含不饱和碳碳双键的硅烷偶联剂为γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷；所述由式R1SO2X表示的全氟磺酰卤为全氟辛基磺酰氟，所述由式R3Si(OR2)3表示的硅氧烷为甲氧基三乙氧基硅烷。
6.根据权利要求4所述的超双疏剂，其中，所述碳纳米管为单壁碳纳米管或多壁碳纳米管。
7.根据权利要求6所述的超双疏剂，其中，所述单壁碳纳米管的管径为2-50nm，长度为1000-20000nm；所述多壁碳纳米管的内径为2-30nm，外径为5-50nm，长度为1000-30000nm。
8.根据权利要求7所述的超双疏剂，其中，所述单壁碳纳米管的管径为5-30nm，长度为5000-15000nm；所述多壁碳纳米管的内径为5-30nm，外径为10-30nm，长度为5000-25000nm。
9.根据权利要求1所述的超双疏剂，其中，所述改性碳纳米管中，改性碳纳米管、由含不饱和碳碳双键的硅烷偶联剂提供的改性基团、由式R1SO2X表示的全氟磺酰卤提供的改性基团和由式R3Si(OR2)3表示的硅氧烷提供的改性基团的摩尔比为1：0.1-0.3：0.5-2：1-3。
10.权利要求1-9中任意一项所述的超双疏剂的制备方法，其中，该方法包括：
（1）将碳纳米管在含酸溶液中进行羧基化处理；
（2）将羧基化处理后的碳纳米管与含不饱和碳碳双键的硅烷偶联剂进行第一接触反应；
（3）将第一接触反应后的产物中引入由式R1SO2X表示的全氟磺酰卤和由式R3Si(OR2)3表示的硅氧烷以进行第二接触反应。
11.根据权利要求10所述的方法，其中，所述第一接触反应的条件包括：温度为50-100℃，时间为25-100min；
所述第二接触反应的条件包括：温度为50-100℃，时间为1.5-8h。
12.根据权利要求10所述的方法，其中，所述第一接触反应的条件包括：温度为60-90℃，时间为30-90min；
所述第二接触反应的条件包括：温度为60-90℃，时间为2-6h。
13.权利要求1-9中任意一项所述的超双疏剂在钻井液中作为处理剂的应用。
14.一种含有权利要求1-9中任意一项所述的超双疏剂的水基钻井液。
15.权利要求14所述的水基钻井液在油气钻井中的应用。
CN202110989699.9A 2020-08-26 2021-08-26 抗高温水基钻井液用超双疏剂 Active CN113698796B (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010874068 2020-08-26
CN2020108740688 2020-08-26

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN113698796A CN113698796A (zh) 2021-11-26
CN113698796B true CN113698796B (zh) 2022-03-22

Family

ID=78655356

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202110989699.9A Active CN113698796B (zh) 2020-08-26 2021-08-26 抗高温水基钻井液用超双疏剂

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN113698796B (zh)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2022042662A1 (zh) * 2020-08-26 2022-03-03 中国石油大学(北京) 仿生与双疏高效能水基钻井液

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3043427A1 (de) * 1980-11-18 1982-07-08 Bayer Ag, 5090 Leverkusen Perfluorierte sulfonsaeurefluoride sowie verfahren zu deren herstellung
CN108659800A (zh) * 2018-03-27 2018-10-16 中国石油大学(华东) 一种稳定泥页岩地层井壁的水基钻井液及其应用
CN109337657B (zh) * 2018-09-04 2020-04-24 中国石油大学(北京) 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

Also Published As

Publication number Publication date
CN113698796A (zh) 2021-11-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104449631B (zh) 强气润湿性纳米二氧化硅解水锁剂、其制备方法及岩石表面润湿反转的方法
US11168240B2 (en) Hydrobically treated particulates for improved return permeability
CN109824839B (zh) 纳米二氧化硅接枝共聚物及其制备方法和应用及钻井液及其应用
BR112017019466B1 (pt) Composição para o tratamento de óleo e gás compreendendo hidroxietil celulose e polivinilpirrolidona reticulada
Young et al. Environmentally friendly drilling fluids for unconventional shale
CN114350332B (zh) 仿生与双疏高效能水基钻井液
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
BR112018007816B1 (pt) Método para cimentar um furo de poço
CN113698796B (zh) 抗高温水基钻井液用超双疏剂
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
WO2017075348A1 (en) Synthetic polymer based fluid loss pill
Hussain et al. How nanoparticles have ameliorated the challenges in drilling operations
CN114350330B (zh) 一种高强度强吸附封堵剂及油基钻井液
CN114350331A (zh) 一种基于纳米二氧化硅强吸附抗盐封堵剂及水基钻井液
CN116814230A (zh) 一种稳定井壁的纳米有机硅疏水成膜防塌水基钻井液及其制备方法与应用
CN114214046A (zh) 一种抗高温改性二氧化锰纳米封堵剂及油基钻井液
CN113667462B (zh) 适用于水基钻井液用高效携屑剂Al2O3/SiO2复合材料
US4312765A (en) Viscosifying agent
CN114426815B (zh) 一种适用于强水敏易垮塌地层的油基钻井液及其制备方法和应用
CN111560238B (zh) 一种环境友好型钻井液润滑剂及其制备方法
CN115340854A (zh) 防塌钻井液及应用
CN114805421B (zh) 改性纳米二氧化硅、抗高温增粘提切剂及其二者的制备方法与应用
CN114350329B (zh) 一种抗高温插层改性纳米碳化钛复合封堵剂及油基钻井液
CN114085551B (zh) 含二氧化硅组合处理剂的井眼强化型双疏无土相油基钻井液
Li et al. Novel spherical polymer sealing agent for oil-based drilling fluids to overcome borehole instability problem in low permeability reservoirs

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