CN114605588A - 一种耐高温恒流变水基钻井液用流型调节剂及其制备方法 - Google Patents

一种耐高温恒流变水基钻井液用流型调节剂及其制备方法 Download PDF

Info

Publication number
CN114605588A
CN114605588A CN202210323587.4A CN202210323587A CN114605588A CN 114605588 A CN114605588 A CN 114605588A CN 202210323587 A CN202210323587 A CN 202210323587A CN 114605588 A CN114605588 A CN 114605588A
Authority
CN
China
Prior art keywords
copolymer
water
drilling fluid
based drilling
emulsifier
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
CN202210323587.4A
Other languages
English (en)
Other versions
CN114605588B (zh
Inventor
李中
冯桓榰
吴怡
邢希金
何松
周定照
谷林
秦玮
夏和生
王占华
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.)
Beijing Research Center of CNOOC China Ltd
CNOOC China Ltd
Original Assignee
Beijing Research Center of CNOOC China Ltd
CNOOC China 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 Beijing Research Center of CNOOC China Ltd, CNOOC China Ltd filed Critical Beijing Research Center of CNOOC China Ltd
Priority to CN202210323587.4A priority Critical patent/CN114605588B/zh
Publication of CN114605588A publication Critical patent/CN114605588A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN114605588B publication Critical patent/CN114605588B/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
    • 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
    • C08F220/34—Esters containing nitrogen, e.g. N,N-dimethylaminoethyl (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
    • 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
    • C08F212/30—Sulfur
    • 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

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)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Macromonomer-Based Addition Polymer (AREA)

Abstract

本发明公开了一种耐高温恒流变水基钻井液用流型调节剂及其制备方法。本发明首先提供一种共聚物，其制备方法包括如下步骤：在惰性气氛下，采用阳离子烯基季铵盐、苯乙烯磺酸钠、苯乙烯和二乙烯基苯作为单体，通过乳液聚合得到，所述阳离子烯基季铵盐的结构式如式Ⅰ所示。所述共聚物能够作为水基钻井液的流型调节剂，够耐150℃高温，且能在2～80℃保持恒流变性能。

Description

一种耐高温恒流变水基钻井液用流型调节剂及其制备方法
技术领域
本发明涉及一种耐高温恒流变水基钻井液用流型调节剂及其制备方法，属于钻井液技术领域。
背景技术
随着油气资源勘探的发展和对于石油资源快速增长的需求，油气资源的开发逐渐由陆地向海洋深层发展，对于海洋深层油气开发已经成为我国能源建设的重要部分。然而随着钻井深度的增加，底层结构越发复杂，钻井液会遭受海底低温和目的层高温的双重考验，粘度发生显著变化，并且在长时间的高温作用下,钻井液容易发生降解失效，导致携砂效果降低，严重影响钻井效率。因此，研制出能够耐高温，并且在环境温度显著改变时能保持其流变性能的流型调节剂对于我国油气资源的开发具有重要意义。
发明内容
本发明的目的是提供一种耐高温恒流变水基钻井液用流型调节剂，为一种三元共聚物，能够耐150℃高温，且能在2～80℃保持恒流变性能。
本发明首先提供了一种共聚物的制备方法，包括如下步骤：
在惰性气氛下，采用阳离子烯基季铵盐(QAS)、苯乙烯磺酸钠(Nass)、苯乙烯(st)和二乙烯基苯(Dst)作为单体，通过乳液聚合得到；
所述阳离子烯基季铵盐的结构式如式Ⅰ所示：
Figure BDA0003572664950000011
上述的制备方法中，所述阳离子烯基季铵盐、所述苯乙烯磺酸钠、所述苯乙烯与所述二乙烯基苯的质量比可为100～0：100～0：100～0：30～0，但不为零；
所述阳离子烯基季铵盐、所述苯乙烯磺酸钠、所述苯乙烯与所述二乙烯基苯的质量比优选为80～83：80～83：16～20：1.6～3.2、80：80：20：3.2、83：83：16：1.6或、83：83：16：3.2。
上述的制备方法中，所述乳液聚合包括如下步骤：
S1、将乳化剂加入所述单体的水溶液中，进行升温；
S2、加入引发剂，进行反应。
具体地，所述乳化剂可为阴离子型乳化剂、阳离子型乳化剂或非离子型乳化剂；
所述阴离子型乳化剂为过十二烷基硫酸钠、十二烷基苯磺酸钠和磷酸盐中的一种或多种；
所述阳离子型乳化剂为烷基铵盐和/或季铵盐；
所述烷基铵盐可为十二烷基氯化铵；
所述季铵盐可为十六烷基三甲基溴化铵或十六烷基溴化吡啶；
所述非离子型乳化剂可为聚乙烯醇、环氧乙烷嵌段共聚物、环氧丙烷嵌段共聚物和多元醇脂肪酸酯中的一种或多种；
所述引发剂可为过硫酸铵、过硫酸钾和过硫酸钠中的一种或多种。
上述的制备方法中，步骤S1中，升温至50～100℃后搅拌0.5～2h；
步骤S2中，所述反应的温度为50～100℃，时间为4～48h。
上述的制备方法中，步骤S2之后还包括如下步骤：
将所述反应得到的乳液在水中进行透析，然后进行干燥；如在水中透析7天，于100℃干燥48小时，然后于80℃真空干燥24小时，得到纯化后的所述共聚物。
本发明上述方法得到的共聚物能够作为恒流变水基钻井液用流型调节剂，能够耐150℃高温，且能在2～80℃保持恒流变性能。
在本发明提供的共聚物的基础上，本发明还提供了一种水基钻井液；
所述共聚物作为所述水基钻井液的流型调节剂。
所述水基钻井液还包括膨润土、增粘剂、降滤失剂、抑制剂、润滑剂和加重剂；
各组分的质量百分含量如下：
共聚物1～30％；膨润土2～5％；增粘剂1～4％；降滤失剂1～4％；抑制剂0～3％；润滑剂2～5％；加重剂0～20％，余量的水；
所述增粘剂可为羧甲基纤维素、预胶化淀粉以及高分子聚合物(如聚阴离子纤维素)、甲基淀粉、羟乙基淀粉等的一种或多种；
所述降滤失剂可为聚合物钾、铵盐如K-HPAN、NH4-HPAN和KHAM等的一种或多种；
所述抑制剂可为KPAM、PMNK、80A51、SP-2和FA-367等的一种或多种；
所述润滑剂可为LG植物胶和RH-3等的一种或多种。
所述加重剂可为重晶石粉、石灰石粉、方铅矿粉和铁矿石粉等的一种或多种。
本发明提供的共聚物能够作为水基钻井液用流型调节剂，能够耐150℃高温，且能在2～80℃保持恒流变性能。
附图说明
图1为本发明制备共聚物流型调节剂的合成路线。
图2为本发明实施例1制备的P(Nass-st)共聚物A水溶液流型调节剂在150℃、24h热处理后粘度随温度的变化曲线。
具体实施方式
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
下述实施例中所用的仪器和测定方法如下：
流变仪：MARSⅢ，HAAKE；六速旋转粘度计：NN-D6，青岛森欣机电设备有限公司。
将共聚物配置成2wt％的溶液。依据美国石油协会标准(API RP 13I，2004)，使用哈克公司)对流变性进行测试。
θ600和θ300分别是旋转粘度计在转速为600rpm和300rpm时的值。
根据宾汉模式，测定并计算体系的表观黏度(AV)、塑性黏度(PV)以及动切力(YP)，计算公式如下：
Figure BDA0003572664950000031
PV＝θ600-θ300(mpa·s)
YP＝AV-PV
实施例1、
采用乳液聚合法制备共聚物，合成路线如图1所示。
将0.24g乳化剂十二烷基硫酸钠加入到含有去离子水的烧瓶中，然后将阳离子烯基季铵盐(QAS)：8.3g、苯乙烯磺酸钠(Nass)：8.3g、苯乙烯(st)：1.6g和二乙烯基苯(Dst)0.16g的水溶液分别缓慢滴加到烧瓶中。随后升温到70℃并搅拌半小时，再加入引发剂：过硫酸铵0.03g的水溶液滴加烧瓶中，4h后结束反应。整个反应过程通氮气除氧。反应终止后将乳液在去离子水中透析7天，于100℃干燥48小时，然后于80℃真空干燥24小时，得到纯化后的P(Nass-st)共聚物A。
本实施例制备的共聚物的流变性能如表1和表2所示。
表1 P(Nass-st)共聚物A水溶液流型调节剂的流变性能
2℃ 25℃ 50℃ 80℃
θ300 9 10 10 8
θ600 14 17 16 14
AV 7 8.5 8 7
PV 5 7 6 6
YP 2 1.5 2 1
表2 P(Nass-st)共聚物A水溶液经过150℃、24h热处理后的流变性能
2℃ 25℃ 50℃ 80℃
θ300 6 6 7 4
θ600 10 10 9 7
AV 5 5 4.5 3.5
PV 4 4 2 3
YP 1 1 2.5 0.5
P(Nass-st)共聚物A水溶液流型调节剂过150℃、24h热处理后在不同温度下粘度变化曲线如图2所示。
由表1、表2和图2中的数据可以看出，P(Nass-st)共聚物A在2～80℃范围内粘度基本不发生明显改变，具有较好的恒流变性能，其YP(2℃)/YP(80℃)＝2。经过150℃、24h热处理后，材料没有发生明显降解，虽然θ600从原始溶液的14～17下降到7～9，但是在2～80℃范围还能保持其恒流变性能，其YP(2℃)/YP(80℃)＝2。
实施例2、
采用乳液聚合法制备共聚物，合成路线如图1所示。
将0.24g乳化剂十二烷基硫酸钠加入到含有去离子水的烧瓶中，然后将阳离子烯基季铵盐(QAS)：8.3g、苯乙烯磺酸钠(Nass)：8.3g、苯乙烯(st)：1.6g和二乙烯基苯(Dst)0.32g的水溶液分别缓慢滴加到烧瓶中。随后升温到70℃并搅拌半小时，再加入引发剂：过硫酸铵0.03g的水溶液滴加烧瓶中，6h后结束反应。整个反应过程通氮气除氧。反应终止后将乳液在去离子水中透析7天，于100℃干燥48小时，然后于80℃真空干燥24小时，得到纯化后的P(Nass-st)共聚物B。
本实施例制备的共聚物的流变性能如表3和表4所示。
表3 P(Nass-st)共聚物B水溶液流型调节剂的流变性能
2℃ 25℃ 50℃ 80℃
θ300 16 14 14 12
θ600 26 24 24 22
AV 13 12 12 11
PV 10 10 10 10
YP 3 2 2 1
表4 P(Nass-st)共聚物B水溶液经过150℃、24h热处理后的流变性能
2℃ 25℃ 50℃ 80℃
θ300 12 12 12 10
θ600 20 18 19 14
AV 10 9 9.5 7
PV 8 6 7 4
YP 2 3 2.5 3
由表3和表4中的数据可以看出，对于P(Nass-st)共聚物B，随着温度从2℃升高到80℃，聚合物溶液粘度有一定的下降，但下降幅度较小，具有一定的恒流变性能，其YP(2℃)/YP(80℃)＝3。经过150℃、24h热处理后，材料没有发生明显降解，θ600从原始溶液的22～26下降到14～20，在2～80℃范围还能保持其恒流变性能，其YP(2℃)/YP(80℃)＝0.67。
实施例3、
采用乳液聚合法制备共聚物，合成路线如图1所示。
将0.24g乳化剂十二烷基硫酸钠加入到含有去离子水的烧瓶中，然后将阳离子烯基季铵盐(QAS)：8.0g、苯乙烯磺酸钠(Nass)：8.0g、苯乙烯(st)：2.0g和二乙烯基苯(Dst)0.32g的水溶液分别缓慢滴加到烧瓶中。随后升温到70℃并搅拌半小时，再加入引发剂：过硫酸铵0.03g的水溶液滴加烧瓶中，8h后结束反应。整个反应过程通氮气除氧。反应终止后将乳液在去离子水中透析7天，于100℃干燥48小时，然后于80℃真空干燥24小时，得到纯化后的P(Nass-st)共聚物C。
本实施例制备的共聚物的流变性能如表5和表6所示。
表5 P(Nass-st)共聚物C水溶液流型调节剂流变性能
2℃ 25℃ 50℃ 80℃
θ300 22 21 20 18
θ600 36 34 34 30
AV 18 17 17 15
PV 14 13 14 12
YP 4 4 3 3
表6 P(Nass-st)共聚物C水溶液经过150℃、24h热处理后的流变性能
2℃ 25℃ 50℃ 80℃
θ300 18 18 17 14
θ600 24 26 26 22
AV 12 13 13 11
PV 6 8 9 8
YP 6 5 4 3
由表5和表6中的数据可以看出，对于P(Nass-st)共聚物C，由于二乙烯基苯添加量的提高，材料交联程度增大，共聚物水溶液粘度有所提高。随着温度从2℃升高到80℃，聚合物水溶液粘度具有一定的恒流变性能，其YP(2℃)/YP(80℃)＝1.3。经过150℃、24h热处理后，材料没有发生明显降解，θ600从原始溶液的30～36下降到22～26，在2-80℃范围还能保持其恒流变性能，其YP(2℃)/YP(80℃)＝2。
本发明提供的共聚物能够作为水基钻井液的流型调节剂；其中，水基钻井液通常由膨润土、增粘剂、降滤失剂、抑制剂、润滑剂、加重剂和水制成，共聚物的添加量通常为1～30％。

Claims (10)

1.一种共聚物的制备方法，包括如下步骤：
在惰性气氛下，采用阳离子烯基季铵盐、苯乙烯磺酸钠、苯乙烯和二乙烯基苯作为单体，通过乳液聚合得到；
所述阳离子烯基季铵盐的结构式如式Ⅰ所示：
Figure FDA0003572664940000011
2.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于：所述阳离子烯基季铵盐、所述苯乙烯磺酸钠、所述苯乙烯与所述二乙烯基苯的质量比为100～0：100～0：100～0：30～0，但不为零。
3.根据权利要求1或2所述的制备方法，其特征在于：所述乳液聚合包括如下步骤：
S1、将乳化剂加入所述单体的水溶液中，进行升温；
S2、加入引发剂，进行反应。
4.根据权利要求3所述的制备方法，其特征在于：所述乳化剂为阴离子型乳化剂、阳离子型乳化剂或非离子型乳化剂；
所述阴离子型乳化剂为过十二烷基硫酸钠、十二烷基苯磺酸钠和磷酸盐中的一种或多种；
所述阳离子型乳化剂为烷基铵盐和/或季铵盐；
所述非离子型乳化剂为聚乙烯醇、环氧乙烷嵌段共聚物、环氧丙烷嵌段共聚物和多元醇脂肪酸酯中的一种或多种；
所述引发剂为过硫酸铵、过硫酸钾和过硫酸钠中的一种或多种。
5.根据权利要求3或4所述的制备方法，其特征在于：步骤S1中，升温至50～100℃后搅拌0.5～2h；
步骤S2中，所述反应的温度为50～100℃，时间为4～48h。
6.根据权利要求3-5中任一项所述的制备方法，其特征在于：步骤S2之后还包括如下步骤：
将所述反应得到的乳液在水中进行透析，然后进行干燥。
7.权利要求1-6中任一项所述方法制备的共聚物。
8.权利要求7所述共聚物在作为恒流变水基钻井液用流型调节剂中的应用。
9.一种水基钻井液，包含权利要求7所述共聚物；
所述共聚物作为所述水基钻井液的流型调节剂。
10.根据权利要求9所述的水基钻井液，其特征在于：所述水基钻井液还包括膨润土、增粘剂、降滤失剂、抑制剂、润滑剂和加重剂；
各组分的质量百分含量如下：
共聚物1～30％；膨润土2～5％；增粘剂1～4％；降滤失剂1～4％；抑制剂0～3％；润滑剂2～5％；加重剂0～20％，余量的水。
CN202210323587.4A 2022-03-30 2022-03-30 一种耐高温恒流变水基钻井液用流型调节剂及其制备方法 Active CN114605588B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210323587.4A CN114605588B (zh) 2022-03-30 2022-03-30 一种耐高温恒流变水基钻井液用流型调节剂及其制备方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202210323587.4A CN114605588B (zh) 2022-03-30 2022-03-30 一种耐高温恒流变水基钻井液用流型调节剂及其制备方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN114605588A true CN114605588A (zh) 2022-06-10
CN114605588B CN114605588B (zh) 2023-05-19

Family

ID=81866949

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202210323587.4A Active CN114605588B (zh) 2022-03-30 2022-03-30 一种耐高温恒流变水基钻井液用流型调节剂及其制备方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN114605588B (zh)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102504793A (zh) * 2011-10-10 2012-06-20 西南石油大学 一种核壳型聚合物微球调驱剂及制备方法
CN104610485A (zh) * 2015-02-06 2015-05-13 中国石油大学(北京) 两亲性储层保护剂及其制备方法和应用和钻井液及其应用
US20180312621A1 (en) * 2015-10-30 2018-11-01 Rhodia Operations Amphiphilic block polymers soluble in strongly saline medium
CN114085319A (zh) * 2020-08-24 2022-02-25 中石化石油工程技术服务有限公司 一种钻井液用抗高温聚合物流型调节剂及制备方法

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102504793A (zh) * 2011-10-10 2012-06-20 西南石油大学 一种核壳型聚合物微球调驱剂及制备方法
CN104610485A (zh) * 2015-02-06 2015-05-13 中国石油大学(北京) 两亲性储层保护剂及其制备方法和应用和钻井液及其应用
US20180312621A1 (en) * 2015-10-30 2018-11-01 Rhodia Operations Amphiphilic block polymers soluble in strongly saline medium
CN114085319A (zh) * 2020-08-24 2022-02-25 中石化石油工程技术服务有限公司 一种钻井液用抗高温聚合物流型调节剂及制备方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN114605588B (zh) 2023-05-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11072738B2 (en) Environment-friendly high-temperature resistant water-based drilling fluid plugging anti-sloughing agent, preparation method thereof and the water-based drilling fluid
CN110564381B (zh) 一种钻井液用复合降滤失剂及其制备方法
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
CN109097008B (zh) 无土相高密度饱和盐水钻井液用降滤失剂及其制备方法
CN106554462B (zh) 包被剂及其制备方法和应用和石油钻井用钻井液
CN111808231A (zh) 热增粘共聚物类水泥浆高温稳定剂及其制备方法
CN112175135B (zh) 一种高分子聚合物及其制备方法和应用
CN112194755A (zh) 一种深水水基钻井液用温敏型流型调节剂的制备方法
US20220298405A1 (en) Self-repairing plugging gel polymer for drilling fluid, preparation method and application thereof, and drilling fluid containing gel polymer
CN113621106A (zh) 一剂多效乳液型稠化剂及其制备方法
CN110628396B (zh) 一种钻井用环保型抗温抗盐降滤失剂及其制备方法
CN110204652B (zh) 一种油井水泥浆宽温带恒流变调节剂及制备方法和应用
CN111662690A (zh) 一种钻井液用抗高温增粘剂及其生产方法
CN115572347A (zh) 一种水基钻井液用抗高温抗高盐增粘提切剂及其制备方法与应用
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
CN110016324B (zh) 一种耐高温水基钻井液提切剂及其制备方法
CN114214046A (zh) 一种抗高温改性二氧化锰纳米封堵剂及油基钻井液
CN114605588B (zh) 一种耐高温恒流变水基钻井液用流型调节剂及其制备方法
CN113956856A (zh) 一种油田钻井液用纳米多功能助排剂及其制备方法
CN112745454B (zh) 一种高温深井酸化用增稠剂及其制备方法
CN110343220B (zh) 一种缓速外加剂、其制备方法及缓速酸
CN115260373B (zh) 一种抗高温高钙柔性封堵剂及其制备方法与应用
CN111574122A (zh) 弹性增韧水泥浆体系及其制备方法
CN113265023B (zh) 一种钻井液用纳米润滑剂及其制备方法和应用
CN115873172A (zh) 钻井液用抗温抗盐降滤失剂及其制备方法

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