CN114957556B - 降滤失剂、其制备方法和应用以及油基钻井液 - Google Patents
降滤失剂、其制备方法和应用以及油基钻井液 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114957556B CN114957556B CN202210669071.5A CN202210669071A CN114957556B CN 114957556 B CN114957556 B CN 114957556B CN 202210669071 A CN202210669071 A CN 202210669071A CN 114957556 B CN114957556 B CN 114957556B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- parts
- fluid loss
- loss additive
- oil
- anhydride
- 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
Links
- 239000000654 additive Substances 0.000 title claims abstract description 77
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 title claims abstract description 76
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 71
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 67
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims abstract description 62
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 57
- -1 amine compound Chemical class 0.000 claims abstract description 55
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 claims abstract description 34
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 claims description 36
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 28
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 25
- 239000004209 oxidized polyethylene wax Substances 0.000 claims description 22
- 235000013873 oxidized polyethylene wax Nutrition 0.000 claims description 22
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 18
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims description 18
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 18
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 17
- 239000004342 Benzoyl peroxide Substances 0.000 claims description 15
- OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N Benzoylperoxide Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(=O)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 235000019400 benzoyl peroxide Nutrition 0.000 claims description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 13
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 13
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 12
- XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 2-(2-phenylpropan-2-ylperoxy)propan-2-ylbenzene Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(C)(C)OOC(C)(C)C1=CC=CC=C1 XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 9
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 claims description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 8
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 claims description 7
- UWERUIGPWOVNGG-MDZDMXLPSA-N 3-[(e)-dec-1-enyl]oxolane-2,5-dione Chemical compound CCCCCCCC\C=C\C1CC(=O)OC1=O UWERUIGPWOVNGG-MDZDMXLPSA-N 0.000 claims description 5
- WVRNUXJQQFPNMN-VAWYXSNFSA-N 3-[(e)-dodec-1-enyl]oxolane-2,5-dione Chemical compound CCCCCCCCCC\C=C\C1CC(=O)OC1=O WVRNUXJQQFPNMN-VAWYXSNFSA-N 0.000 claims description 5
- 229920001912 maleic anhydride grafted polyethylene Polymers 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- LSHROXHEILXKHM-UHFFFAOYSA-N n'-[2-[2-[2-(2-aminoethylamino)ethylamino]ethylamino]ethyl]ethane-1,2-diamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCNCCN LSHROXHEILXKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-tetramine Chemical compound NCCNCCNCCN VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- FRIBMENBGGCKPD-UHFFFAOYSA-N 3-(2,3-dimethoxyphenyl)prop-2-enal Chemical compound COC1=CC=CC(C=CC=O)=C1OC FRIBMENBGGCKPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- BNDWRWFZSMPKQP-UHFFFAOYSA-N 3-pentadec-1-enyloxolane-2,5-dione Chemical compound CCCCCCCCCCCCCC=CC1CC(=O)OC1=O BNDWRWFZSMPKQP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical compound NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- YIVJZNGAASQVEM-UHFFFAOYSA-N Lauroyl peroxide Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)OOC(=O)CCCCCCCCCCC YIVJZNGAASQVEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 claims description 4
- LSXWFXONGKSEMY-UHFFFAOYSA-N di-tert-butyl peroxide Chemical compound CC(C)(C)OOC(C)(C)C LSXWFXONGKSEMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- ARJOQCYCJMAIFR-UHFFFAOYSA-N prop-2-enoyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OC(=O)C=C ARJOQCYCJMAIFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- GJBRNHKUVLOCEB-UHFFFAOYSA-N tert-butyl benzenecarboperoxoate Chemical compound CC(C)(C)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 GJBRNHKUVLOCEB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 17
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract description 9
- QJZYHAIUNVAGQP-UHFFFAOYSA-N 3-nitrobicyclo[2.2.1]hept-5-ene-2,3-dicarboxylic acid Chemical class C1C2C=CC1C(C(=O)O)C2(C(O)=O)[N+]([O-])=O QJZYHAIUNVAGQP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 62
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 38
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 15
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 11
- 239000000047 product Substances 0.000 description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 8
- 230000001603 reducing effect Effects 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 5
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 5
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 4
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 4
- QEQBMZQFDDDTPN-UHFFFAOYSA-N (2-methylpropan-2-yl)oxy benzenecarboperoxoate Chemical compound CC(C)(C)OOOC(=O)C1=CC=CC=C1 QEQBMZQFDDDTPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VJDDQSBNUHLBTD-GGWOSOGESA-N [(e)-but-2-enoyl] (e)-but-2-enoate Chemical compound C\C=C\C(=O)OC(=O)\C=C\C VJDDQSBNUHLBTD-GGWOSOGESA-N 0.000 description 3
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 3
- VJDDQSBNUHLBTD-UHFFFAOYSA-N trans-crotonic acid-anhydride Natural products CC=CC(=O)OC(=O)C=CC VJDDQSBNUHLBTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000008065 acid anhydrides Chemical class 0.000 description 2
- 239000002318 adhesion promoter Substances 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 2
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 2
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000005469 granulation Methods 0.000 description 2
- 230000003179 granulation Effects 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 238000007112 amidation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000000498 ball milling Methods 0.000 description 1
- 239000007957 coemulsifier Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000010485 coping Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 239000004021 humic acid Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000011031 large-scale manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000011085 pressure filtration Methods 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 230000009044 synergistic interaction Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 1
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
- C08F255/00—Macromolecular compounds obtained by polymerising monomers on to polymers of hydrocarbons as defined in group C08F10/00
- C08F255/02—Macromolecular compounds obtained by polymerising monomers on to polymers of hydrocarbons as defined in group C08F10/00 on to polymers of olefins having two or three carbon atoms
- C08F255/023—On to modified polymers, e.g. chlorinated polymers
-
- 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
- C08F285/00—Macromolecular compounds obtained by polymerising monomers on to preformed graft polymers
-
- 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
- C08F8/00—Chemical modification by after-treatment
- C08F8/30—Introducing nitrogen atoms or nitrogen-containing groups
- C08F8/32—Introducing nitrogen atoms or nitrogen-containing groups by reaction with amines
-
- 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
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
本发明涉及一种降滤失剂、其制备方法和应用以及油基钻井液，属于石油天然气技术领域。一种降滤失剂，所述降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：极性蜡70～95份、不饱和酸酐3～15份、胺类化合物2～8份和引发剂1～6份。本发明的降滤失剂能够使应用其的油基钻井液体系具有良好的降滤失效果和较强的抗高温能力，可以克服现有技术中油基钻井液中常用的沥青类或改性腐殖酸类降滤失剂存在的问题。
Description
技术领域
本发明涉及石油天然气技术领域，尤其涉及一种降滤失剂、其制备方法和应用以及油基钻井液。
背景技术
目前，随着油气资源勘探开发难度的日益增加，逐渐由传统油气资源向页岩气等非常规能源拓展；超深井、水平井、大位移井、多分支井等复杂井已成为增产增效的主要方式。相对简单结构井，复杂井钻井面临的高温高压、井壁稳定等问题更为严峻。油基钻井液具有抑制性强、抗温能力强、润滑性好和储层保护效果突出的特点，在应对复杂钻井问题上具有较为明显的优势。油基钻井液已占据了全球大约60％的钻井液服务市场，例如在委内瑞拉、墨西哥湾、中东等油气主要产区广泛应用。近年来，鉴于我国页岩气、页岩油等非常规资源的勘探开发进程，对油基钻井液技术的发展提出客观的需求，作为油基钻井液的核心处理剂之一，降滤失剂的质量和效果不仅关系到钻井的成本，更关系到钻井的安全。
目前国内外使用的油基钻井液降滤失剂种类非常有限，多为氧化沥青类产品和有机胺改性腐植酸类产品。但现有的油基钻井液降滤失剂还存在一定的不足之处，例如，现有的沥青类降滤失剂在低温下具有较好的降滤失效果，但在高温条件下(≥150℃)，沥青容易发生软化，导致降滤失效果下降；再者，沥青容易造成环境污染，因此该类降滤失剂的使用范围受到越来越多的限制。而经有机改性后的腐殖酸类降滤失剂产品常存在与油基钻井液体系配伍性较差、降滤失效果急剧下降等问题。
发明内容
鉴于存在的上述问题，本发明旨在至少在一定程度上解决相关技术中的技术问题之一。为此，本发明提供一种降滤失剂、其制备方法和应用，以及含有降滤失剂的油基钻井液，本发明的降滤失剂能够使应用其的油基钻井液体系具有良好的降滤失效果和较强的抗高温能力，能克服现有技术中油基钻井液中常用的沥青类或改性腐殖酸类降滤失剂存在的问题。
为了解决上述技术问题，本发明通过以下技术方案实现：
根据本发明的一个方面，提供一种降滤失剂，可用于油基钻井液，所述降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：
极性蜡70～95份、不饱和酸酐3～15份、胺类化合物2～8份和引发剂1～6份。
在其中的一些实施方式中，所述降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：极性蜡80～90份、不饱和酸酐5～10份、胺类化合物3～5份和引发剂2～5份。
在其中的一些实施方式中，所述降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：极性蜡82～86份、不饱和酸酐6～9份、胺类化合物3～4份和引发剂3～4份。
在其中的一些实施方式中，所述极性蜡选自氧化聚乙烯蜡、氯化石蜡、酰胺蜡或马来酸酐接枝聚乙烯蜡中的至少一种。
在其中的一些实施方式中，所述不饱和酸酐选自顺丁烯二酸酐、丁烯酸酐、丙烯酸酐、癸烯基丁二酸酐、十五烯基琥珀酸酐或十二烯基丁二酸酐中的至少一种。
在其中的一些实施方式中，所述胺类化合物包括烷基胺、醚胺、二乙烯三胺、三乙烯四胺、四乙烯五胺、五乙烯六胺或多乙烯多胺中的至少一种。
在其中的一些实施方式中，所述引发剂包括过氧化物。
在其中的一些实施方式中，所述极性蜡为氧化聚乙烯蜡。
在其中的一些实施方式中，所述不饱和酸酐为顺丁烯二酸酐。
在其中的一些实施方式中，所述胺类化合物为多乙烯多胺。
在其中的一些实施方式中，所述过氧化物包括过氧化苯甲酰、过氧化二异丙苯、过氧化二叔丁基、过氧化二异丙苯、过氧化苯甲酸叔丁酯、过氧化月桂酰或异丙苯过氧化氢中的至少一种。
根据本发明的另一个方面，提供一种降滤失剂的制备方法，所述制备方法用于制备如前所述的降滤失剂；所述制备方法包括如下步骤：
S1、将极性蜡与不饱和酸酐混合，加热至70～90℃，搅拌均匀，得到混合液A；
S2、将步骤S1得到的混合液A在保护气体氛围下，搅拌并升温至130～150℃后，加入引发剂，继续进行反应，得到混合液B；
S3、在温度为130～150℃条件下，向步骤S2得到的混合液B中加入胺类化合物，继续进行反应，而后进行冷却、干燥，得到所述降滤失剂。
在其中的一些实施方式中，步骤S1中的搅拌时间为15min～45min；
和/或，步骤S2中的反应时间为2h～4h；
和/或，步骤S3中的反应时间为1h～3h。
根据本发明的又一个方面，提供一种如前所述的降滤失剂或者由所述的制备方法制得的降滤失剂在油基钻井液中的应用。
根据本发明的再一个方面，提供一种油基钻井液，所述油基钻井液包括如前所述的降滤失剂或由前述的制备方法制得的降滤失剂。
本申请的技术方案至少具有以下有益的效果：本申请提供的用于油基钻井液的降滤失剂包含极性蜡、不饱和酸酐、胺类化合物和引发剂，通过对降滤失剂中各组分及配比进行限定，得到一种不同于现有的氧化沥青类或改性腐植酸类、且性能优异的油基钻井液用降滤失剂。该降滤失剂采用极性蜡作为合成基础，通过接枝不饱和酸酐，并与胺类化合物进行了酰胺化反应，进一步提升其在油基钻井液中分散极性，该降滤失剂能够使应用其的油基钻井液体系具有良好的降滤失效果和较强的抗高温能力，分散性能或流变性能较好。相较于现有的采用沥青作为合成基础的降滤失剂，本发明可减少或避免环境污染，环境友好性大幅提升，还具有较强的抗高温性能。
本发明的降滤失剂能够在油基钻井液中发挥很好的效果，具有良好的应用前景。本发明提供的制备方法简单易行，容易操作，成本较低，适于大规模生产。
本申请实施例的额外层面及优点将部分地在后续说明中描述、显示、或是经由本申请实施例的实施而阐释。
具体实施方式
下面结合具体实施例，进一步阐述本申请。应理解，本申请的这些实施例仅用于说明本申请而不用于限制本申请的范围。
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、各个范围的端点值或单独的点值之间，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。
本文中，除非另有说明，否则所涉及的百分数、比例或份数按照重量计。其中，“重量份”指多个组分的重量比例关系的基本计量单位，1份可表示任意的单位重量，例如1份可以表示为1g，可以表示1.68g，也可以表示为5g等。
在本申请的第一方面，提供一种降滤失剂，可用于油基钻井液。根据本申请的一些实施例，用于油基钻井液的降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：
极性蜡70～95份、不饱和酸酐3～15份、胺类化合物2～8份和引发剂1～6份。
本申请实施例提供的降滤失剂采用了特定的合成基础，即采用极性蜡作为合成基础，并将极性蜡与合适且适量的不饱和酸酐和胺类化合物配合使用，可以改善降滤失剂的分散性能。也就是，本实施例采用极性蜡比如氧化聚乙烯蜡作为合成基础，通过接枝不饱和酸酐比如顺丁烯二酸酐，并与胺类化合物比如多乙烯多胺进行了酰胺化反应，进一步提升其在油基钻井液中分散极性，该降滤失剂能够使应用其的油基钻井液体系具有良好的降滤失效果和较强的抗高温能力，分散性能或流变性能较好。
由于本发明的降滤失剂的特殊组成，使得其相比于现有的氧化沥青类或改性腐植酸类油基钻井液用降滤失剂，可以减少或避免环境污染，环境友好性大幅提升，还具有较强的抗高温性能，与油基钻井液体系配伍性良好，具有良好的降滤失效果。
在一些实施例中，降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：极性蜡70～95份、不饱和酸酐3～15份、胺类化合物2～8份和引发剂1～6份。在一些具体的实施例中，极性蜡的重量份例如可以为70份、75份、78份、80份、81份、82份、84份、85份、86份、88份、90份、91份、92份、95份或者这些数值中任意两者组成的范围；不饱和酸酐的重量份例如可以为3份、4份、5份、6份、7份、8份、9份、10份、11份、12份、13份、14份、15份或者这些数值中任意两者组成的范围；胺类化合物的重量份例如可以为2份、3份、3.5份、4份、4.5份、5份、6份、7份、8份或者这些数值中任意两者组成的范围；引发剂的重量份例如可以为1份、2份、2.5份、3份、3.5份、4份、4.5份、5份、6份或者这些数值中任意两者组成的范围。
本申请实施例提供的降滤失剂通过合适且适量的极性蜡、不饱和酸酐、胺类化合物以及引发剂相互协同配合，在各原料组分功能上的相互配合、支撑，以及比例间的相互制约和搭配下，改善了降滤失剂的分散性，提升了降滤失剂与油基钻井液体系配伍性，使得降滤失剂具有较强的抗高温性能，并具有良好的降滤失效果。也就是，该降滤失剂通过调节各原料组分的种类及配比，与其他组分协同作用，通过使各组分在上述范围内，能使制得的降滤失剂具有良好的降滤失效果和较强的抗高温能力，且性能稳定。
为了使降滤失剂中各组分实现更好的配合，具有更好的降滤失效果，从而使应用该降滤失剂的油基钻井液体系具有更好的降滤失效果、更好的抗温能力等。优选的，在一些实施例中，所述降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：极性蜡80～90份、不饱和酸酐5～10份、胺类化合物3～5份和引发剂2～5份。更优选的，在一些实施例中，所述降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：极性蜡82～86份、不饱和酸酐6～9份、胺类化合物3～4份和引发剂3～4份。
通过合理调整和优化降滤失剂中各组分的含量，充分发挥各组分之间的协同配合作用，进行更充分的反应或配合，进一步提高降滤失剂的降滤失效果和抗温能力或综合性能，同时有助于降低降滤失剂的生产成本。
在一些实施例中，所述极性蜡包括但不限于氧化聚乙烯蜡、氯化石蜡、酰胺蜡或马来酸酐接枝聚乙烯蜡中的至少一种。示例性的，极性蜡可以为氧化聚乙烯蜡，可以为氯化石蜡，可以为酰胺蜡，可以为马来酸酐接枝聚乙烯蜡等；该极性蜡可以为单一成分，也可以为上述选择中两个或两个以上的组合，当为组合时可以任意组合。
优选地，所述极性蜡为氧化聚乙烯蜡。经过本申请的发明人对极性蜡的多次筛选，发现采用氧化聚乙烯蜡作为合成基础，可以获得更佳的效果，有助于提高产品的产率或使所得到的降滤失剂具有更好的应用效果。
在一些实施例中，所述不饱和酸酐包括但不限于顺丁烯二酸酐、丁烯酸酐、丙烯酸酐、癸烯基丁二酸酐、十五烯基琥珀酸酐或十二烯基丁二酸酐中的至少一种。示例性的，不饱和酸酐可以为顺丁烯二酸酐，可以为丁烯酸酐，可以为丙烯酸酐，可以为癸烯基丁二酸酐，可以为十五烯基琥珀酸酐，可以为十二烯基丁二酸酐等；该不饱和酸酐可以为单一成分，也可以为上述选择中两个或两个以上的组合，当为组合时可以任意组合。
优选地，所述不饱和酸酐为顺丁烯二酸酐。经过本申请的发明人对不饱和酸酐的多次筛选，发现采用顺丁烯二酸酐与氧化聚乙烯蜡进行反应，可以获得更佳的效果，有助于提高产品的产率或使所得到的降滤失剂具有更好的应用效果。
在一些实施例中，所述胺类化合物包括但不限于烷基胺、醚胺、二乙烯三胺、三乙烯四胺、四乙烯五胺、五乙烯六胺或多乙烯多胺中的至少一种。示例性的，胺类化合物可以为烷基胺，可以为醚胺，可以为二乙烯三胺，可以为三乙烯四胺，可以为四乙烯五胺，可以为五乙烯六胺，可以为多乙烯多胺等；该胺类化合物可以为单一成分，也可以为上述选择中两个或两个以上的组合，当为组合时可以任意组合。
优选地，所述胺类化合物为多乙烯多胺。经过本申请的发明人对胺类化合物的多次筛选，发现采用多乙烯多胺与顺丁烯二酸酐及氧化聚乙烯蜡配合进行反应，可以获得更佳的效果，有助于提高产品的产率或使所得到的降滤失剂具有更好的应用效果。
根据本发明的降滤失剂，所述引发剂可以为各种常规的用于降滤失剂中的引发剂。为了实现更好的配合从而使油基钻井液具有更好的抗温性能、降滤失剂性能等，在一些优选的实施例中，所述引发剂包括过氧化物。根据本发明的抗降滤失剂，在制备过程中还需要引发剂如过氧化物进行引发各单体的聚合反应。
在一些实施例中，所述过氧化物包括但不限于过氧化苯甲酰、过氧化二异丙苯、过氧化二叔丁基、过氧化二异丙苯、过氧化苯甲酸叔丁酯、过氧化月桂酰或异丙苯过氧化氢中的至少一种。示例性的，过氧化物可以为过氧化苯甲酰，可以为过氧化二异丙苯，可以为过氧化二叔丁基，可以为过氧化二异丙苯，可以为过氧化苯甲酸叔丁酯，可以为过氧化月桂酰，可以为异丙苯过氧化氢等；该过氧化物可以为单一成分，也可以为上述选择中两个或两个以上的组合，当为组合时可以任意组合。
此外，在其他实施例中，引发剂并不限于上述列举的几种，在满足降滤失剂的降滤失性能或抗温性能等需求的情况下，引发剂还可以采用其他的类型，在此不再一一详细描述。
需要指出的是，本实施例对于上述极性蜡、不饱和酸酐、胺类化合物和引发剂的来源不作限制，其可以自行制备或者也可以采用各种市售商品。
在一些具体的实施例中，所述降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：
氧化聚乙烯蜡80～90份、顺丁烯二酸酐5～10份、多乙烯多胺3～5份和引发剂2～5份。其中，引发剂优选为过氧化苯甲酰。
本实施例中，降滤失剂的制备原料中，综合考虑各原料对降滤失剂性能指标如抗温性、整个体系的协同性等的贡献而确定的，通过使各原料在上述范围内，利用上述特定含量的极性蜡、不饱和酸酐、胺类化合物以及引发剂的协同配合，均衡了各种性能，能使制得的降滤失剂具有良好的抗温性能和降滤失性能，且性能稳定。
在本申请的第二方面，提供一种用于油基钻井液的降滤失剂的制备方法。根据本申请的一些实施例，该用于油基钻井液的降滤失剂的制备方法可以用于制备如前所述的降滤失剂；所述制备方法包括如下步骤：
S1、将极性蜡与不饱和酸酐混合，加热至70～90℃，搅拌均匀，得到混合液A；
S2、将步骤S1得到的混合液A在保护气体氛围下，搅拌并升温至130～150℃后，加入引发剂，继续进行反应，得到混合液B；
S3、在温度为130～150℃条件下，向步骤S2得到的混合液B中加入胺类化合物，继续进行反应，而后进行冷却、干燥，得到所述降滤失剂。其中，极性蜡的重量份为70～95份，不饱和酸酐的重量份为3～15份，胺类化合物的重量份为2～8份，引发剂的重量份为1～6份。所得到的降滤失剂可以为粉末状或固体颗粒状的产品。
应理解，本申请的第二方面所用的极性蜡、不饱和酸酐、胺类化合物和引发剂的具体选择和优化用量等都与本申请第一方面所述的降滤失剂中所做的限定相同，可参考前面第一方面的阐述，在此不再赘述。
该用于油基钻井液的降滤失剂的制备方法过程简单、易于控制、可行性高，容易操作，适合工业化规模生产。
在一些实施例中，在冷却之后进行干燥，对于干燥没有特别的限定，按照本领域常规的方式进行即可。可选的，所述干燥条件包括：温度为95～110℃，进一步可以为100℃。
可选地，在干燥之后，还可以进行造粒如进行粉碎、研磨或球磨等，以使所得的粉末粒径满足所需的范围。其中造粒可以按照本领域的常规方式进行，在此不再赘述。
在一些实施例中，所述搅拌、反应等可以按照本领域常规的方式进行，所述搅拌、反应的条件可以没有特别的限定，均能得到效果较好的降滤失剂产品。但是本申请的发明人发现，当控制搅拌、反应反应的条件在特定的范围时，可以有效地提高所得降滤失剂的性能，优选地，步骤S1中，加热的温度可以为70～90℃，例如可以为70℃、75℃、80℃、85℃、90℃等；搅拌时间为15min～45min，例如可以为15mnin、20mnin、25mnin、30mnin、35mnin、40mnin、45mnin等。步骤S2中，升温的温度可以为130～150℃，例如可以为130℃、135℃、140℃、145℃、150℃等；反应时间可以为2h～4h，例如可以为2h、2.5h、3h、3.5h、4h等。步骤S3中的温度与步骤S2中的温度保持一致，均为130～150℃，例如可以为130℃、135℃、140℃、145℃、150℃等；步骤S3中的反应时间可以为1h～3h，例如可以为1h、1.5h、2h、2.5h、3h等。
经过本申请的发明人对反应温度、搅拌时间或反应时间等的多次筛选，发现在上述温度、时间等范围内，可以获得更佳的效果，有助于提高产品的产率。
在一些具体的实施方式在中，所述降滤失剂的制备方法包括如下步骤：
S1、称取极性蜡和不饱和酸酐，加入反应容器如四口烧瓶中，进行混合，加热至80℃，搅拌均匀，搅拌的时间可以为15min～45min，进一步可以为30min，得到混合液A。
S2、向步骤S1得到的混合液A中通入保护气体如氮气(在其他实施方式中，还可以采用其他类型的保护气体)，并使整个反应过程都维持在氮气保护气体氛围下进行，在搅拌的条件下将混合液A升温至140℃后，加入引发剂如过氧化苯甲酰，继续进行反应，继续反应的时间可以为2h～4h，进一步可以为3h，得到混合液B。
S3、保持温度为140℃的条件不变，向步骤S2得到的混合液B中加入胺类化合物，继续进行反应，继续反应的时间可以为1h～3h，进一步可以为2h。
S4、将步骤S3得到的物料进行冷却至室温，而后进行干燥、粉碎，得到所述降滤失剂。
其中，室温可以为20～35℃，进一步可以为25～35℃，本实施例对此不作限定。
在本申请的第三方面，提供一种如前所述的降滤失剂或者根据本发明的方法制备得到的降滤失剂在油基钻井液中的应用。
在本申请的第四方面，提供一种油基钻井液。所述钻井液包括如前所述的降滤失剂或者根据本发明的方法制备得到的降滤失剂。
本发明所述油基钻井液可以为本领域熟知的各种油基钻井液，本实施例对于油基钻井液的具体成分不作限定。本发明的降滤失剂能够使应用其的油基钻井液体系具有良好的降滤失效果和较强的抗高温能力。
该油基钻井液可以为本领域常规的各种油基钻井液体系，只要向这些常规的油基钻井液体系中添加入本发明的降滤失剂。所述油基钻井液的基础油可以为任何合适的基础油，其包括但不限于白油或柴油等。
在本发明中，所述油基钻井液中的所述降滤失剂的含量没有特别的限定，可以按照本领域常规的向油基钻井液中加入降滤失剂的用量即可。可选的，在一些实施例中，以100重量份的基础油为基准，降滤失剂的用量可以为为1～15份，进一步可以为1～10份。
所述油基钻井液还可加入本领域技术人员所熟知的各种处理剂，其包括但不必要限于：主乳化剂、辅乳化剂、封堵剂、抑制剂、提粘剂、调节剂、加重剂、润湿剂、碱性调节剂及降滤失剂中的一种或多种。
示例性的，在一些实施例中，油基钻井液包括基础油和处理剂，基础油为白油，处理剂包括主乳化剂、辅助乳化剂、氯化钙水溶液、氢氧化钙、提粘剂、流型调节剂、重晶石等。其中，主乳化剂可以为ZL-OPE(天津渤海中联石油科技有限公司提供)，辅助乳化剂可以为ZL-OSE(天津渤海中联石油科技有限公司提供)，提粘剂可以为ZL-OC(天津渤海中联石油科技有限公司提供)，降滤失剂(ZL-OFL)可以为本实施例提供的如上所述的降滤失剂。
为充分说明本发明提供的降滤失剂、油基钻井液的相关性能，便于理解本发明，本发明进行了多组实验验证。下面结合具体实施例，对本发明作进一步说明。本领域的技术人员将理解，本发明中描述的仅是部分实例，其他任何合适的具体实例均在本发明的范围内。
实施例1～8用于说明本发明提供的降滤失剂及其制备方法。
实施例1
1、一种降滤失剂，所述降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：氧化聚乙烯蜡80份、顺丁烯二酸酐10份、多乙烯多胺5份和过氧化苯甲酰5份。
2、一种降滤失剂的制备方法，包括以下步骤：
S1、称取80重量份的氧化聚乙烯蜡、10重量份的顺丁烯二酸酐，加入反应容器如四口烧瓶中，进行混合，加热至80℃，搅拌均匀，搅拌的时间可以为30min，得到混合液A。
S2、向步骤S1得到的混合液A中通入保护气体如氮气，并使整个反应过程都维持在氮气保护气体氛围下进行，在搅拌的条件下将混合液A升温至140℃后，加入5重量份的过氧化苯甲酰，继续进行反应，继续反应的时间可以为3h，得到混合液B。
S3、保持温度为140℃的条件不变，向步骤S2得到的混合液B中加入5重量份的多乙烯多胺，继续进行反应，继续反应的时间可以为2h。
S4、将步骤S3得到的物料进行冷却至室温，而后进行干燥、粉碎，得到降滤失剂。
实施例2
1、一种降滤失剂，所述降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：氧化聚乙烯蜡90份、顺丁烯二酸酐5份、多乙烯多胺3份和过氧化苯甲酰2份。
按照实施例1所述的方法制备本实施例的降滤失剂，区别仅在于各组分的用量。
实施例3
1、一种降滤失剂，所述降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：氧化聚乙烯蜡85份、顺丁烯二酸酐8份、多乙烯多胺4份和过氧化苯甲酰3份。
按照实施例1所述的方法制备本实施例的降滤失剂，区别仅在于各组分的用量。
实施例4
1、一种降滤失剂，所述降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：氧化聚乙烯蜡77份、癸烯基丁二酸酐10份、多乙烯多胺7份和过氧化二异丙苯6份。
按照实施例1所述的方法制备本实施例的降滤失剂，区别仅在于各组分的种类及用量。
实施例5
1、一种降滤失剂，所述降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：氧化聚乙烯蜡88份、十二烯基丁二酸酐9份、四乙烯五胺2份和过氧化苯甲酸叔丁酯1份。
按照实施例1所述的方法制备本实施例的降滤失剂，区别仅在于各组分的种类及用量。
实施例6
1、一种降滤失剂，所述降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：马来酸酐接枝聚乙烯蜡92份、顺丁烯二酸酐3份、五乙烯六胺3份和过氧化苯甲酰2份。
按照实施例1所述的方法制备本实施例的降滤失剂，区别仅在于各组分的种类及用量。
实施例7
1、一种降滤失剂，所述降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：氧化聚乙烯蜡80份、顺丁烯二酸酐10份、多乙烯多胺5份和过氧化苯甲酰5份。
2、一种降滤失剂的制备方法，包括以下步骤：
S1、称取80重量份的氧化聚乙烯蜡、10重量份的顺丁烯二酸酐，加入反应容器如四口烧瓶中，进行混合，加热至85℃，搅拌均匀，搅拌的时间可以为20min，得到混合液A。
S2、向步骤S1得到的混合液A中通入保护气体如氮气，并使整个反应过程都维持在氮气保护气体氛围下进行，在搅拌的条件下将混合液A升温至145℃后，加入5重量份的过氧化苯甲酰，继续进行反应，继续反应的时间可以为2h，得到混合液B。
S3、保持温度为145℃的条件不变，向步骤S2得到的混合液B中加入5重量份的多乙烯多胺，继续进行反应，继续反应的时间可以为1h。
S4、将步骤S3得到的物料进行冷却至室温，而后进行干燥、粉碎，得到降滤失剂。
实施例8
1、一种降滤失剂，所述降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：氧化聚乙烯蜡80份、顺丁烯二酸酐10份、多乙烯多胺5份和过氧化苯甲酰5份。
2、一种降滤失剂的制备方法，包括以下步骤：
S1、称取80重量份的氧化聚乙烯蜡、10重量份的顺丁烯二酸酐，加入反应容器如四口烧瓶中，进行混合，加热至70℃，搅拌均匀，搅拌的时间可以为45min，得到混合液A。
S2、向步骤S1得到的混合液A中通入保护气体如氮气，并使整个反应过程都维持在氮气保护气体氛围下进行，在搅拌的条件下将混合液A升温至130℃后，加入5重量份的过氧化苯甲酰，继续进行反应，继续反应的时间可以为4h，得到混合液B。
S3、保持温度为130℃的条件不变，向步骤S2得到的混合液B中加入5重量份的多乙烯多胺，继续进行反应，继续反应的时间可以为3h。
S4、将步骤S3得到的物料进行冷却至室温，而后进行干燥、粉碎，得到降滤失剂。
应用实施例1～8用于说明本发明提供的降滤失剂在油基钻井液中降滤失效果。
应用实施例1～8
按照以下配方配置油基钻井液：
在容器中加入加入240mL 5#白油，9.0g ZL-OPE，6.0g ZL-OSE，高速搅拌5min；然后，再加入CaCl2(25％)水溶液60mL，高速搅拌10min，再加入9.0g氢氧化钙，高速搅拌10min，再加入9.0g ZL-OC，高速搅拌30min，而后分别加入9.0g实施例1～8制备的油基钻井液用降滤失剂，高速搅拌20min，再加入172.5g重晶石，高搅40min，得到油基钻井液，分别记为油基钻井液A1～A8。
应用对比例1～2
应用对比例与1和2与应用实施例1基本相同，相同之处不再赘述，不同之处在于：
应用对比例1加入了9.0g的现有的油基钻井液用降滤失剂(普通沥青类降滤失剂)，应用对比例1的油基钻井液记为D1。
应用对比例2加入的9.0g重量份的油基钻井液用降滤失剂(有机胺改性腐植酸类降滤失剂)，应用对比例2的油基钻井液记为D2。
应用对比例3
应用对比例与3与应用实施例1基本相同，相同之处不再赘述，不同之处在于：应用对比例3中不添加降滤失剂。
也即，应用对比例3为空白对照组，记为空白。
性能测试
本发明中对应用实施例1～8的钻井液A1～A8以及应用对比例1～3的钻井液D1～D3进行了性能测试，性能测试结果如下表1所示。
将上述各实施例或对比例的油基钻井液倒入老化罐中，分别在150℃、170℃下恒温滚动16h后，取出样品放至室温，高速搅拌20min，按GB/T 16783.2的规定测定其150℃高温高压滤失量(HPHT，mL/150℃)，以及测定其170℃高温高压滤失量(HPHT，mL/170℃)。
表1
从表1的数据可以看出，本发明实施例所制得的油基钻井液用降滤失剂在油基钻井液A1～A8中具有较好的降滤失效果，并且抗温性能较好，抗温可以至少达到170℃，在150℃或170℃下均能达到较好的降滤失效果。而采用传统的降滤失剂的油基钻井液D1～D2的抗温性能较差，高温高压滤失较高。
本发明未详细说明部分为本领域技术人员公知技术。
需要说明的是，本文中使用的术语“和/或”或者“/”仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。在本发明实施例和所附权利要求书中所使用的单数形式的“一种”、“所述”和“该”也旨在包括多数形式，除非上下文清楚地表示其他含义。
在具体实施方式及权利要求书中，由术语“中的至少一者”、“中的至少一个”、“中的至少一种”或其他相似术语所连接的项目的列表可意味着所列项目的任何组合。例如，如果列出项目A、B，那么短语“A、B中的至少一者”意味着仅A；仅B；或A及B。在另一实例中，如果列出项目A、B、C，那么短语“A、B、C中的至少一者”意味着仅A；或仅B；仅C；A及B(排除C)；A及C(排除B)；B及C(排除A)；或A、B及C的全部。项目A可包含单个元件或多个元件。项目B可包含单个元件或多个元件。项目C可包含单个元件或多个元件。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。
Claims (10)
1.一种降滤失剂，其特征在于，所述降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：
极性蜡70～95份、不饱和酸酐3～15份、胺类化合物2～8份和引发剂1～6份，所述极性蜡选自氧化聚乙烯蜡或马来酸酐接枝聚乙烯蜡中的至少一种；
所述降滤失剂的制备方法包括如下步骤：
S1、将极性蜡与不饱和酸酐混合，加热至70～90℃，搅拌均匀，得到混合液A；
S2、将步骤S1得到的混合液A在保护气体氛围下，搅拌并升温至130～150℃后，加入引发剂，继续进行反应，得到混合液B；
S3、在温度为130～150℃条件下，向步骤S2得到的混合液B中加入胺类化合物，继续进行反应，而后进行冷却、干燥，得到所述降滤失剂。
2.根据权利要求1所述的降滤失剂，其特征在于，所述降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：
极性蜡80～90份、不饱和酸酐5～10份、胺类化合物3～5份和引发剂2～5份。
3.根据权利要求1所述的降滤失剂，其特征在于，所述降滤失剂的制备原料按重量份包括如下组分：
极性蜡82～86份、不饱和酸酐6～9份、胺类化合物3～4份和引发剂3～4份。
4.根据权利要求1-3任一项所述的降滤失剂，其特征在于，
所述不饱和酸酐选自顺丁烯二酸酐、丁烯酸酐、丙烯酸酐、癸烯基丁二酸酐、十五烯基琥珀酸酐或十二烯基丁二酸酐中的至少一种；
和/或，所述胺类化合物包括烷基胺、醚胺、二乙烯三胺、三乙烯四胺、四乙烯五胺、五乙烯六胺或多乙烯多胺中的至少一种；
和/或，所述引发剂包括过氧化物。
5.根据权利要求4所述的降滤失剂，其特征在于，所述极性蜡为氧化聚乙烯蜡；
和/或，所述不饱和酸酐为顺丁烯二酸酐。
6.根据权利要求4所述的降滤失剂，其特征在于，所述胺类化合物为多乙烯多胺；
和/或，所述过氧化物包括过氧化苯甲酰、过氧化二异丙苯、过氧化二叔丁基、过氧化二异丙苯、过氧化苯甲酸叔丁酯、过氧化月桂酰或异丙苯过氧化氢中的至少一种。
7.一种降滤失剂的制备方法，其特征在于，所述制备方法用于制备如权利要求1-6任一项所述的降滤失剂；所述制备方法包括如下步骤：
S1、将极性蜡与不饱和酸酐混合，加热至70～90℃，搅拌均匀，得到混合液A；
S2、将步骤S1得到的混合液A在保护气体氛围下，搅拌并升温至130～150℃后，加入引发剂，继续进行反应，得到混合液B；
S3、在温度为130～150℃条件下，向步骤S2得到的混合液B中加入胺类化合物，继续进行反应，而后进行冷却、干燥，得到所述降滤失剂。
8.根据权利要求7所述的降滤失剂的制备方法，其特征在于，步骤S1中的搅拌时间为15min～45min；
和/或，步骤S2中的反应时间为2h～4h；
和/或，步骤S3中的反应时间为1h～3h。
9.一种如权利要求1-6中任一项所述的降滤失剂或者由权利要求7-8中任一项所述的制备方法制得的降滤失剂在油基钻井液中的应用。
10.一种油基钻井液，其特征在于，所述油基钻井液包括如权利要求1-6中任一项所述的降滤失剂或由权利要求7-8中任一项所述的制备方法制得的降滤失剂。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210669071.5A CN114957556B (zh) | 2022-06-14 | 2022-06-14 | 降滤失剂、其制备方法和应用以及油基钻井液 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210669071.5A CN114957556B (zh) | 2022-06-14 | 2022-06-14 | 降滤失剂、其制备方法和应用以及油基钻井液 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114957556A CN114957556A (zh) | 2022-08-30 |
| CN114957556B true CN114957556B (zh) | 2024-04-05 |
Family
ID=82961631
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210669071.5A Active CN114957556B (zh) | 2022-06-14 | 2022-06-14 | 降滤失剂、其制备方法和应用以及油基钻井液 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114957556B (zh) |
Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5710110A (en) * | 1995-05-15 | 1998-01-20 | Rheox, Inc. | Oil well drilling fluids, oil well drilling fluid anti-settling and method of providing anti-setting properties to oil well drilling fluids |
| EP2050806A1 (de) * | 2007-10-20 | 2009-04-22 | Cognis Oleochemicals GmbH | Emulgatoren für Bohrspülmittel |
| CN103772614A (zh) * | 2013-03-07 | 2014-05-07 | 宁波能之光新材料科技有限公司 | 一步法制备接枝聚烯烃蜡乳液的方法 |
| CN105367710A (zh) * | 2015-12-26 | 2016-03-02 | 宋介珍 | 一种用于钻井液的改性聚丙烯酰胺降滤失剂的制备方法 |
| CN105874153A (zh) * | 2013-11-19 | 2016-08-17 | 佐治亚-太平洋化工品有限公司 | 作为降滤失剂的改性的烃树脂 |
| CN109097010A (zh) * | 2018-09-21 | 2018-12-28 | 西南石油大学 | 抗高温高密度可逆转油包水/水包油钻井液及其制备方法 |
| CN112592701A (zh) * | 2020-12-22 | 2021-04-02 | 广州江盐化工有限公司 | 一种基于氯代脂肪酸酯的油基钻井液及其制备方法和应用 |
| CN112592700A (zh) * | 2020-12-22 | 2021-04-02 | 广州江盐化工有限公司 | 一种基于氯化石蜡的油基钻井液及其制备方法和应用 |
| CN112694872A (zh) * | 2020-12-23 | 2021-04-23 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种液体降滤失剂及含有液体降滤失剂的油基/合成基钻井液 |
| CN113563508A (zh) * | 2021-07-22 | 2021-10-29 | 长江大学 | 一种耐高温低黏型降滤失剂 |
| CN114591464A (zh) * | 2020-12-03 | 2022-06-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种钻井液用降滤失剂的制备方法及降滤失剂 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10407607B2 (en) * | 2015-04-08 | 2019-09-10 | Gumpro Drilling Fluid PVT. LTD | Solid invert emulsion drilling fluid additives, methods of preparation and use in oil-based drilling fluids |
-
2022
- 2022-06-14 CN CN202210669071.5A patent/CN114957556B/zh active Active
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5710110A (en) * | 1995-05-15 | 1998-01-20 | Rheox, Inc. | Oil well drilling fluids, oil well drilling fluid anti-settling and method of providing anti-setting properties to oil well drilling fluids |
| EP2050806A1 (de) * | 2007-10-20 | 2009-04-22 | Cognis Oleochemicals GmbH | Emulgatoren für Bohrspülmittel |
| CN103772614A (zh) * | 2013-03-07 | 2014-05-07 | 宁波能之光新材料科技有限公司 | 一步法制备接枝聚烯烃蜡乳液的方法 |
| CN105874153A (zh) * | 2013-11-19 | 2016-08-17 | 佐治亚-太平洋化工品有限公司 | 作为降滤失剂的改性的烃树脂 |
| CN105367710A (zh) * | 2015-12-26 | 2016-03-02 | 宋介珍 | 一种用于钻井液的改性聚丙烯酰胺降滤失剂的制备方法 |
| CN109097010A (zh) * | 2018-09-21 | 2018-12-28 | 西南石油大学 | 抗高温高密度可逆转油包水/水包油钻井液及其制备方法 |
| CN114591464A (zh) * | 2020-12-03 | 2022-06-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种钻井液用降滤失剂的制备方法及降滤失剂 |
| CN112592701A (zh) * | 2020-12-22 | 2021-04-02 | 广州江盐化工有限公司 | 一种基于氯代脂肪酸酯的油基钻井液及其制备方法和应用 |
| CN112592700A (zh) * | 2020-12-22 | 2021-04-02 | 广州江盐化工有限公司 | 一种基于氯化石蜡的油基钻井液及其制备方法和应用 |
| CN112694872A (zh) * | 2020-12-23 | 2021-04-23 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种液体降滤失剂及含有液体降滤失剂的油基/合成基钻井液 |
| CN113563508A (zh) * | 2021-07-22 | 2021-10-29 | 长江大学 | 一种耐高温低黏型降滤失剂 |
Non-Patent Citations (4)
| Title |
|---|
| 油田用耐高温油溶性降滤失剂的研究;李艳霞等;沈阳化工大学学报;第30卷(第1期);第50-54, 89页 * |
| 聚乙烯蜡乳液钻井液的制备及性能研究;何朋勃等;石油化工应用;第35卷(第11期);第109-113页 * |
| 赵福麟主编.油田化学(第2版).中国石油大学出版社,2010,第211页. * |
| 钻井液用两性离子聚合物降滤失剂的研究;郑海洪等;天然气勘探与开发;第32卷(第3期);第59-62页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN114957556A (zh) | 2022-08-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN112694872B (zh) | 一种液体降滤失剂及含有液体降滤失剂的油基/合成基钻井液 | |
| NO305238B1 (no) | Br°nnsementblanding med forbedrede egenskaper og fremgangsmÕte for sementering av en underjordisk sone | |
| US20080220994A1 (en) | Defoaming Methods and Compositions | |
| CN107629768B (zh) | 一种耐超高温水基钻井液 | |
| CN113072918B (zh) | 一种抗高温淀粉基钻井液及其制备方法 | |
| CN109721729B (zh) | 适用作低温降粘剂的聚酰胺类共聚物及其制备方法和油基钻井液 | |
| CN110894263A (zh) | 一种聚羧酸减水剂及其制备方法和应用 | |
| CN114957556B (zh) | 降滤失剂、其制备方法和应用以及油基钻井液 | |
| CN113563508B (zh) | 一种耐高温低黏型降滤失剂 | |
| CN109468123B (zh) | 一种钻井液用环保聚合物微纳米材料及其制备方法 | |
| CN111793477B (zh) | 水基钻井液 | |
| CN113583176A (zh) | 一种开关乳液减阻剂及其制备方法，应用 | |
| CN111704695A (zh) | 一种多功能钻井处理剂及其制备和应用 | |
| CN115181211B (zh) | 一种钻井液用支化抗高温聚合物降滤失剂及其制备方法 | |
| CN109970910B (zh) | 一种三元聚合物水煤浆分散剂及在水煤浆制备上的应用 | |
| CN112645625A (zh) | 一种复合油井水泥聚羧酸分散剂及其制备方法和应用 | |
| CN110606909A (zh) | 钻井液用流型调节剂共聚物及其制备方法 | |
| CN116655850A (zh) | 一种压裂液体系用增粘剂及其制备方法 | |
| CN103087689B (zh) | 一种水基钻井液用抗高温降粘剂 | |
| CN108239221B (zh) | 一种混凝土增稠剂及其制备方法 | |
| CN112322274B (zh) | 可重复水基压裂液的制备方法、破胶剂及破胶剂的应用 | |
| CN113122215B (zh) | 一种用于稠油降粘的油溶性降粘剂及其制备方法 | |
| CN111978471B (zh) | 一种钻井液用降滤失剂及其制备方法 | |
| CN113999704B (zh) | 一种含喹啉柴油降凝剂组合物及其制备方法与应用 | |
| CN116715797B (zh) | 高光泽超长耐盐雾水性丙烯酸乳液及其制备方法 |
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 |