CN115746311A - 一种环保型钻井液提切剂及其制备方法 - Google Patents
一种环保型钻井液提切剂及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115746311A CN115746311A CN202111030851.7A CN202111030851A CN115746311A CN 115746311 A CN115746311 A CN 115746311A CN 202111030851 A CN202111030851 A CN 202111030851A CN 115746311 A CN115746311 A CN 115746311A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- polyethylene glycol
- monoacrylate
- drilling fluid
- environment
- alcohol
- 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
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 56
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 51
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 60
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims abstract description 49
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims abstract description 49
- 239000003364 biologic glue Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000007259 addition reaction Methods 0.000 claims abstract description 10
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 59
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 37
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 33
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 32
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 30
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 27
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 claims description 27
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 19
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 claims description 17
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 claims description 16
- 229920002752 Konjac Polymers 0.000 claims description 16
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 claims description 16
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 claims description 16
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 claims description 16
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 16
- 239000000252 konjac Substances 0.000 claims description 16
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 15
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 15
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 15
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 15
- 235000010489 acacia gum Nutrition 0.000 claims description 12
- 239000001785 acacia senegal l. willd gum Substances 0.000 claims description 10
- 235000019823 konjac gum Nutrition 0.000 claims description 10
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 10
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 8
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 8
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 8
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 8
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229940113116 polyethylene glycol 1000 Drugs 0.000 claims description 6
- 229940113115 polyethylene glycol 200 Drugs 0.000 claims description 5
- 229940068918 polyethylene glycol 400 Drugs 0.000 claims description 5
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000001476 alcoholic effect Effects 0.000 claims description 4
- 229940057838 polyethylene glycol 4000 Drugs 0.000 claims description 4
- 229940057847 polyethylene glycol 600 Drugs 0.000 claims description 4
- 239000004353 Polyethylene glycol 8000 Substances 0.000 claims description 3
- 229940093430 polyethylene glycol 1500 Drugs 0.000 claims description 3
- 229940093429 polyethylene glycol 6000 Drugs 0.000 claims description 3
- 229940085675 polyethylene glycol 800 Drugs 0.000 claims description 3
- 229940085678 polyethylene glycol 8000 Drugs 0.000 claims description 3
- 235000019446 polyethylene glycol 8000 Nutrition 0.000 claims description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 2
- 244000275012 Sesbania cannabina Species 0.000 claims 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 abstract description 29
- 239000004033 plastic Substances 0.000 abstract description 29
- 230000003993 interaction Effects 0.000 abstract description 10
- 238000006845 Michael addition reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 229920001938 Vegetable gum Polymers 0.000 abstract description 4
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 abstract description 4
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 abstract description 4
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 21
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 19
- 241000219782 Sesbania Species 0.000 description 11
- LUEWUZLMQUOBSB-FSKGGBMCSA-N (2s,3s,4s,5s,6r)-2-[(2r,3s,4r,5r,6s)-6-[(2r,3s,4r,5s,6s)-4,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-[(2r,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-2-(hydroxymethyl)oxan-3-yl]oxyoxan-3-yl]oxy-4,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)oxan-3-yl]oxy-6-(hydroxymethyl)oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@H]1O[C@@H]1[C@@H](CO)O[C@@H](O[C@@H]2[C@H](O[C@@H](OC3[C@H](O[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H]3O)CO)[C@@H](O)[C@H]2O)CO)[C@H](O)[C@H]1O LUEWUZLMQUOBSB-FSKGGBMCSA-N 0.000 description 6
- 244000247812 Amorphophallus rivieri Species 0.000 description 6
- 235000001206 Amorphophallus rivieri Nutrition 0.000 description 6
- 229920002581 Glucomannan Polymers 0.000 description 6
- 229940046240 glucomannan Drugs 0.000 description 6
- 235000010485 konjac Nutrition 0.000 description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 6
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical class C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 3
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 3
- 229920000084 Gum arabic Polymers 0.000 description 2
- 239000000205 acacia gum Substances 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 2
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 2
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 2
- 244000215068 Acacia senegal Species 0.000 description 1
- 239000004129 EU approved improving agent Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 125000003636 chemical group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
Abstract
本发明提供了一种环保型钻井液提切剂及其制备方法,由生物胶与聚乙二醇单丙烯酸酯在碱性条件下发生加成反应后得到改性生物胶,然后与水配制成胶液,其中,聚乙二醇单丙烯酸酯占生物胶的质量百分比为0.5‑5%。该环保型钻井液提切剂,通过碱液对生物胶进行活化,通过活化后的羟基或者胺基与聚乙二醇单丙烯酸酯的迈克尔加成反应将其接枝到植物胶等天然聚合物的侧链,强化其分子链之间的相互作用,提高在钻井液中的动塑比,实现有效提高切力的同时不使粘度过高。将改性生物胶溶于水中配制胶液,测定并计算动切力和塑性粘度的比值,与未改性生物胶的相比提高30%以上。
Description
技术领域
本发明属于钻井液添加剂技术领域,具体涉及一种环保型钻井液提切剂及其制备方法。
背景技术
钻井过程中井眼清洁效果不好会增大钻井扭矩和摩阻,因此在大位移井、大井斜、低排量、低返速的条件下,如何及时有效地携带出井内岩屑,消除岩屑床,保持井眼清洁,是大位移井能否顺利施工的关键。由于对环保要求的提高及低钻井成本和现场易处理的需求,使在地质条件不十分复杂的前提下,大位移井钻井作业尽可能采用水基钻井液体系。在钻井液环空返速一定时,调整钻井液流型、选择适当的流变参数是井眼净化的关键。当环空钻井液流态为层流时,必须调整钻井液流变性,用平板型层流来代替尖峰型层流,从而改善钻井液 的携岩能力。如果体系动塑比过低,会导致尖峰型层流,需要选择适当的提切剂使体系形成平板型层流有利于井眼清洁。
杂聚糖和生物胶类的典型代表有瓜胶、魔芋胶、田菁胶、阿拉伯胶、黄原胶等,具有侧链结构,因此在钻井液中具有较好的增粘和提切作用。此外,杂聚糖和生物胶在地面条件下易于生物降解,所组配的钻井液是理想的环保型钻井液。杂聚糖和生物胶类虽然已经有了一定的提切剂的应用,但仍存在动切力和塑性粘度的比值(动塑比)较低的问题,即在提高钻井液切力的同时也会显著提高粘度。高粘度钻井液会导致容易粘附卡钻、泥包钻头和降低钻速等问题。因此,高动塑比的环保型提切剂是目前环保型钻井液体的关键技术之一。
发明内容
本发明的目的在于提供一种环保型钻井液提切剂,克服现有技术中存在的上述技术问题。
本发明的另一个目的在于提供一种环保型钻井液提切剂的制备方法,通过活化后的羟基或者胺基与聚乙二醇单丙烯酸酯的迈克尔加成反应将其接枝到植物胶等天然聚合物的侧链,强化其分子链之间的相互作用,提高在钻井液中的动塑比,实现有效提高切力的同时不使粘度过高。
为此,本发明提供的技术方案如下:
一种环保型钻井液提切剂,由生物胶与聚乙二醇单丙烯酸酯在碱性条件下发生加成反应后得到改性生物胶,然后与水配制成胶液,其中,聚乙二醇单丙烯酸酯占生物胶的质量百分比为0.5-5%。
所述生物胶为瓜胶、魔芋胶、田菁胶、阿拉伯胶、黄原胶中的一种或几种任意比组合。
所述聚乙二醇单丙烯酸酯为工业级及其以上纯度的聚乙二醇200单丙烯酸酯、聚乙二醇400单丙烯酸酯、聚乙二醇600单丙烯酸酯、聚乙二醇800单丙烯酸酯、聚乙二醇1000单丙烯酸酯、聚乙二醇1500单丙烯酸酯、聚乙二醇2000单丙烯酸酯、聚乙二醇4000单丙烯酸酯、聚乙二醇6000单丙烯酸酯、聚乙二醇8000单丙烯酸酯、聚乙二醇10000单丙烯酸酯、聚乙二醇20000单丙烯酸酯中的一种或几种任意比的混合物。
一种环保型钻井液提切剂的制备方法,包括以下步骤:
步骤1)将生物胶粉碎后加入醇-水混合溶液中,搅拌均匀;其中醇-水混合溶液的量为生物胶质量的3-30倍,醇-水混合溶液中醇和水的质量比为90:10-75:25;
步骤2)加入碱的醇溶液,在40-100℃下搅拌加热1-6h进行碱化反应;
步骤3)边搅拌边加入配方量的聚乙二醇单丙烯酸酯,在60-100℃下搅拌加热1-6h,冷却至室温;
步骤4)过滤除去溶剂,用无水醇洗涤,在40-80℃下干燥4-10h,得到改性生物胶。
步骤1)和步骤2)中醇均为工业级及以上纯度的甲醇、乙醇、正丙醇、异丙醇中的一种或几种任意比的混合物。
步骤1)中生物胶粉碎后的粒径为40-300目。
步骤2)中所述碱的醇溶液中碱为氢氧化钠、氢氧化钾或其组合物。
步骤2)中所述碱的醇溶液质量浓度为1-10%。
步骤4)中无水乙醇的洗涤量为生物胶质量的3-8倍。
步骤4)中改性生物胶占提切剂的质量百分比为0.1-1%。
本发明的有益效果是:
本发明提供的这种环保型钻井液提切剂,通过碱液对生物胶进行活化,通过活化后的羟基或者胺基与聚乙二醇单丙烯酸酯的迈克尔加成反应将其接枝到植物胶等天然聚合物的侧链,强化其分子链之间的相互作用,提高在钻井液中的动塑比,实现有效提高切力的同时不使粘度过高。
将改性生物胶溶于水中配制胶液,采用“GB T 16783-1997 水基钻井液现场测试程序”测定其动切力和塑性粘度,计算动切力和塑性粘度的比值,与未改性生物胶的相比提高30%以上。
下面将做进一步详细说明。
具体实施方式
以下由特定的具体实施例说明本发明的实施方式,本领域技术人员可由本说明书所揭示的内容轻易地了解本发明的其他优点及功效。
现介绍本发明的示例性实施方式,然而,本发明可以用许多不同的形式来实施,并且不局限于此处描述的实施例,提供这些实施例是为了详尽地且完全地公开本发明,并且向所属技术领域的技术人员充分传达本发明的范围。对于表示在示例性实施方式中的术语并不是对本发明的限定。
除非另有说明,此处使用的术语(包括科技术语)对所属技术领域的技术人员具有通常的理解含义。另外,可以理解的是,以通常使用的词典限定的术语,应当被理解为与其相关领域的语境具有一致的含义,而不应该被理解为理想化的或过于正式的意义。
实施例1:
本实施例提供了一种环保型钻井液提切剂,由生物胶与聚乙二醇单丙烯酸酯在碱性条件下发生加成反应后得到改性生物胶,然后与水配制成胶液,其中,聚乙二醇单丙烯酸酯占生物胶的质量百分比为0.5-5%。
其中,生物胶为瓜胶、魔芋胶、田菁胶、阿拉伯胶、黄原胶中的一种或几种任意比组合。
聚乙二醇单丙烯酸酯为工业级及其以上纯度的聚乙二醇200单丙烯酸酯、聚乙二醇400单丙烯酸酯、聚乙二醇600单丙烯酸酯、聚乙二醇800单丙烯酸酯、聚乙二醇1000单丙烯酸酯、聚乙二醇1500单丙烯酸酯、聚乙二醇2000单丙烯酸酯、聚乙二醇4000单丙烯酸酯、聚乙二醇6000单丙烯酸酯、聚乙二醇8000单丙烯酸酯、聚乙二醇10000单丙烯酸酯、聚乙二醇20000单丙烯酸酯中的一种或几种任意比的混合物。
本发明原理:
在碱性条件下对生物胶进行活化,通过活化后的羟基或者胺基与聚乙二醇单丙烯酸酯的迈克尔加成反应将其接枝到植物胶等天然聚合物的侧链,强化其分子链之间的相互作用,提高在钻井液中的动塑比,实现有效提高切力的同时不使粘度过高。
实施例2:
在实施例1的基础上,本实施例提供了一种环保型钻井液提切剂,由生物胶与聚乙二醇单丙烯酸酯在碱性条件下发生加成反应后得到改性生物胶,然后与水配制成胶液,其中,聚乙二醇单丙烯酸酯占生物胶的质量百分比为5%。
在本实施例中,生物胶为瓜胶;聚乙二醇单丙烯酸酯为聚乙二醇200单丙烯酸酯;碱为氢氧化钠。具体制备过程如下:
第一步,在容器中将生物胶粉分散于5倍质量的醇-水混合液中,并搅拌均匀;其中,生物胶粉为粉碎后筛选出的40-80目粉末的工业级的瓜胶,水为去离子水,醇为工业级的甲醇,醇-水混合液中醇水的比例为90:10;
第二步,向容器中加入占瓜胶质量1%的碱溶液,在50℃下搅拌加热6小时进行碱化反应;其中,碱为工业的氢氧化钠,醇为工业级甲醇,碱溶液浓度为10%;
第三步,搅拌下向容器中加入占瓜胶质量5%的聚乙二醇200单丙烯酸酯,在60℃下搅拌加热6小时,冷却至室温;
第四步,过滤除去溶剂,用3倍瓜胶质量的无水醇洗涤,在50℃下干燥8h,得到改性生物胶;其中,无水醇为工业级无水甲醇。
本实施例制备的改性后瓜胶增加了侧链结构,提升了高分子链之间的相互作用,提高动切力效果大于提高粘度效果,整体体现为动塑比提高。
分别将未改性瓜胶和改性后瓜胶溶于水中配制质量浓度为0.5%的胶液,采用“GBT 16783-1997 水基钻井液现场测试程序”测定其动切力YP、塑性粘度PV,计算动切力YP和塑性粘度PV的比值,分别为1.37和1.80,同等加量提切剂TQ01(西安长庆化工集团有限公司)的比值为0.96,结果见表1。
表1 实施例2的效果
实施例3:
在实施例1的基础上,本实施例提供了一种环保型钻井液提切剂,由生物胶与聚乙二醇单丙烯酸酯在碱性条件下发生加成反应后得到改性生物胶,然后与水配制成胶液,其中,聚乙二醇单丙烯酸酯占生物胶的质量百分比为2%。
在本实施例中,生物胶为魔芋胶;聚乙二醇单丙烯酸酯为聚乙二醇400单丙烯酸酯;碱为氢氧化钾。具体制备过程如下:
第一步,在容器中将生物胶粉分散于10倍质量的醇-水混合液中,并搅拌均匀;其中,生物胶粉为粉碎后筛选出的80-100目粉末的工业级的魔芋胶,水为蒸馏水,醇为工业级的乙醇,醇-水混合液中醇水的比例为80:20;
第二步,向容器中加入占魔芋胶质量3%的碱溶液,在60℃下搅拌加热5小时进行碱化反应;其中,碱为工业的氢氧化钾,醇为化学纯的乙醇,碱溶液浓度为8%;
第三步,搅拌下向容器中加入占魔芋胶质量2%的聚乙二醇400单丙烯酸酯,在70℃下搅拌加热5小时,冷却至室温;
第四步,过滤除去溶剂,用5倍魔芋胶质量的无水醇洗涤,在60℃下干燥5h,得到改性生物胶;其中,无水醇为工业级无水甲醇。
本实施例制备的改性后魔芋胶增加了侧链结构,提升了高分子链之间的相互作用,提高动切力效果大于提高粘度效果,整体体现为动塑比提高。
分别将未改性魔芋胶和改性后魔芋胶溶于水中配制质量浓度为0.6%的胶液,采用“GB T 16783-1997 水基钻井液现场测试程序”测定其动切力YP、塑性粘度PV,计算动切力YP和塑性粘度PV的比值,分别为1.00提高到1.12,同等加量提切剂TQ01(西安长庆化工集团有限公司)的比值为0.88,结果见表2。
表2 实施例3的效果
实施例4:
在实施例1的基础上,本实施例提供了一种环保型钻井液提切剂,由生物胶与聚乙二醇单丙烯酸酯在碱性条件下发生加成反应后得到改性生物胶,然后与水配制成胶液,其中,聚乙二醇单丙烯酸酯占生物胶的质量百分比为2%。
在本实施例中,生物胶为阿拉伯胶;聚乙二醇单丙烯酸酯为聚乙二醇1000单丙烯酸酯;碱为氢氧化钠。具体制备过程如下:
第一步,在容器中将生物胶粉分散于15倍质量的醇-水混合液中,并搅拌均匀;其中,生物胶粉为粉碎后筛选出的100-200目粉末的工业级的阿拉伯胶,水为去离子水,醇为工业级的乙醇,醇-水混合液中醇水的比例为75:25;
第二步,向容器中加入占阿拉伯胶质量5%的碱溶液,在80℃下搅拌加热4小时进行碱化反应;其中,碱为分析纯的氢氧化钠,醇为分析纯的正丙醇,碱溶液浓度为5%;
第三步,搅拌下向容器中加入占阿拉伯胶质量2%的聚乙二醇1000单丙烯酸酯,在80℃下搅拌加热4小时,冷却至室温;
第四步,过滤除去溶剂,用4倍阿拉伯胶质量的无水醇洗涤,在80℃下干燥4h,得到改性生物胶;其中,无水醇为工业级无水甲醇。
本实施例制备的改性后阿拉伯胶增加了侧链结构,提升了高分子链之间的相互作用,提高动切力效果大于提高粘度效果,整体体现为动塑比提高。
分别将未改性阿拉伯胶和改性后阿拉伯胶溶于水中配制质量浓度为1.5%的胶液,采用“GB T 16783-1997 水基钻井液现场测试程序”测定其动切力YP、塑性粘度PV,10秒时的静切力G10s及表观粘度AV,计算动切力YP和塑性粘度PV的比值,分别为0.77和1.22,同等加量提切剂TQ01(西安长庆化工集团有限公司)的比值为0.86,测定结果见表3。
表3 实施例4的效果
实施例5:
在实施例1的基础上,本实施例提供了一种环保型钻井液提切剂,由生物胶与聚乙二醇单丙烯酸酯在碱性条件下发生加成反应后得到改性生物胶,然后与水配制成胶液,其中,聚乙二醇单丙烯酸酯占生物胶的质量百分比为1.5%。
在本实施例中,生物胶为田菁胶;聚乙二醇单丙烯酸酯为质量比为1:2的工业级聚乙二醇1000单丙烯酸酯和聚乙二醇2000单丙烯酸酯的混合物;碱为质量比为1:2的氢氧化钠和氢氧化钾组合物。具体制备过程如下:
第一步,在容器中将生物胶粉分散于20倍质量的醇-水混合液中,并搅拌均匀;其中,生物胶粉为粉碎后筛选出的200-300目粉末的工业级的田菁胶,水为自来水,醇为工业级的异丙醇,醇-水混合液中醇水的比例为80:20;
第二步,向容器中加入占田菁胶质量10%的碱溶液,在85℃下搅拌加热3小时进行碱化反应;其中,碱为质量比为1:2的氢氧化钠和氢氧化钾组合物,碱溶液浓度为1%;
第三步,搅拌下向容器中加入占田菁胶质量1.5%的聚乙二醇单丙烯酸酯,在85℃下搅拌加热5小时,冷却至室温;
第四步,过滤除去溶剂,用4倍田菁胶质量的无水醇洗涤,在60℃下干燥6h,得到改性生物胶;其中,无水醇为工业级无水甲醇。
本实施例制备的改性后田菁胶增加了侧链结构,提升了高分子链之间的相互作用,提高动切力效果大于提高粘度效果,整体体现为动塑比提高。
分别将未改性的田菁胶和改性后田菁胶溶于水中配制质量浓度为1.0%的胶液,采用“GB T 16783-1997 水基钻井液现场测试程序”测定其动切力YP、塑性粘度PV,计算动切力YP和塑性粘度PV的比值,分别为0.45和0.78,同等加量提切剂TQ01(西安长庆化工集团有限公司)的比值为0.68,结果见表4。
表4 实施例5的效果
提切剂浓度% | PV/mPa·s | YP/Pa | YP/PV |
1.0未改性 | 29.00 | 13.00 | 0.45 |
1.0改性 | 32.20 | 25.20 | 0.78 |
1.0TQ01 | 38.66 | 26.30 | 0.68 |
实施例6:
在实施例1的基础上,本实施例提供了一种环保型钻井液提切剂,本实施例提供了一种环保型钻井液提切剂,由生物胶与聚乙二醇单丙烯酸酯在碱性条件下发生加成反应后得到改性生物胶,然后与水配制成胶液,其中,聚乙二醇单丙烯酸酯占生物胶的质量百分比为1%。
在本实施例中,生物胶为黄原胶;聚乙二醇单丙烯酸酯为质量比为3:2的工业级聚乙二醇600单丙烯酸酯和聚乙二醇2000单丙烯酸酯的混合物;碱为质量比为1:2的氢氧化钠和氢氧化钾组合物。具体制备过程如下:
第一步,在容器中将生物胶粉分散于30倍质量的醇-水混合液中,并搅拌均匀;其中,生物胶粉为粉碎后筛选出的120-200目粉末的工业级的黄原胶,水为蒸馏水,醇为体积比为1:2的工业级甲醇和乙醇组合物,醇-水混合液中醇水的比例为90:10;
第二步,向容器中加入占黄原胶质量9%的碱溶液,在70℃下搅拌加热3小时进行碱化反应;其中,碱为工业级氢氧化钠,碱溶液浓度为5%;
第三步,搅拌下向容器中加入占黄原胶质量1%的聚乙二醇单丙烯酸酯,在70℃下搅拌加热2小时,冷却至室温;
第四步,过滤除去溶剂,用6倍黄原胶质量的无水醇洗涤,在40℃下干燥6h,得到改性生物胶;其中,无水醇为工业级体积比为1:10的无水甲醇和无水乙醇组合物。
本实施例制备的改性后黄原胶增加了侧链结构,提升了高分子链之间的相互作用,提高动切力效果大于提高粘度效果,整体体现为动塑比提高。
分别将未改性黄原胶和改性后黄原胶溶于水中配制质量浓度为0.3%的胶液,采用“GB T 16783-1997 水基钻井液现场测试程序”测定其动切力YP、塑性粘度PV,计算动切力YP和塑性粘度PV的比值,分别为2.14和2.88,同等加量提切剂TQ01(西安长庆化工集团有限公司)的比值为1.50,结果见表5。
表5 实施例6的效果
提切剂浓度% | PV/mPa·s | YP/Pa | YP/PV |
0.3未改性黄原胶 | 7.00 | 15.00 | 2.14 |
0.3改性黄原胶 | 12.50 | 36.00 | 2.88 |
0.3TQ01 | 6.67 | 10.00 | 1.50 |
实施例7:
在实施例1的基础上,本实施例提供了一种环保型钻井液提切剂,本实施例提供了一种环保型钻井液提切剂,由生物胶与聚乙二醇单丙烯酸酯在碱性条件下发生加成反应后得到改性生物胶,然后与水配制成胶液,其中,聚乙二醇单丙烯酸酯占生物胶的质量百分比为1%。
在本实施例中,生物胶为质量比为1:1的工业级瓜胶和魔芋胶组合物;聚乙二醇单丙烯酸酯为工业级聚乙二醇4000单丙烯酸酯;碱为工业级氢氧化钾。具体制备过程如下:
第一步,在容器中将生物胶粉分散于25倍质量的醇-水混合液中,并搅拌均匀;其中,生物胶粉为粉碎后筛选出80-120目粉末的工业级的瓜胶和魔芋胶组合物,水为自来水,醇为工业级乙醇,醇-水混合液中醇水的比例为85:15;
第二步,向容器中加入占黄原胶质量8%的碱溶液,在70℃下搅拌加热4.5小时进行碱化反应;其中,碱为工业级氢氧化钾,碱溶液浓度为5%;
第三步,搅拌下向容器中加入占瓜胶和魔芋胶组合物质量1%的聚乙二醇单丙烯酸酯,在70℃下搅拌加热3小时,冷却至室温;
第四步,过滤除去溶剂,用6倍瓜胶和魔芋胶组合物质量的无水醇洗涤,在60℃下干燥8h,得到改性生物胶;其中,无水醇为工业级体积比为1:2的无水甲醇和无水乙醇组合物。
本实施例制备的改性后生物胶增加了侧链结构,提升了高分子链之间的相互作用,提高动切力效果大于提高粘度效果,整体体现为动塑比提高。
将未改性生物胶和改性后生物胶溶于水中配制质量浓度为1.5%的胶液,采用“GBT 16783-1997 水基钻井液现场测试程序”测定其动切力YP、塑性粘度PV,计算动切力YP和塑性粘度PV的比值,分别为1.58和1.70,同等加量提切剂TQ01(西安长庆化工集团有限公司)的比值为0.86,结果见表6。
表6 实施例7的效果
提切剂浓度% | PV/mPa·s | YP/Pa | YP/PV |
1.5未改性生物胶 | 26.00 | 33.00 | 1.58 |
1.5改性生物胶 | 30.00 | 51.00 | 1.70 |
1.5TQ01 | 42.50 | 36.80 | 0.86 |
以上例举仅仅是对本发明的举例说明,并不构成对本发明的保护范围的限制,凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种环保型钻井液提切剂,其特征在于:由生物胶与聚乙二醇单丙烯酸酯在碱性条件下发生加成反应后得到改性生物胶,然后与水配制成胶液,其中,聚乙二醇单丙烯酸酯占生物胶的质量百分比为0.5-5%。
2.根据权利要求1所述的一种环保型钻井液提切剂,其特征在于:所述生物胶为瓜胶、魔芋胶、田菁胶、阿拉伯胶、黄原胶中的一种或几种任意比组合。
3.根据权利要求1所述的一种环保型钻井液提切剂,其特征在于:所述聚乙二醇单丙烯酸酯为工业级及其以上纯度的聚乙二醇200单丙烯酸酯、聚乙二醇400单丙烯酸酯、聚乙二醇600单丙烯酸酯、聚乙二醇800单丙烯酸酯、聚乙二醇1000单丙烯酸酯、聚乙二醇1500单丙烯酸酯、聚乙二醇2000单丙烯酸酯、聚乙二醇4000单丙烯酸酯、聚乙二醇6000单丙烯酸酯、聚乙二醇8000单丙烯酸酯、聚乙二醇10000单丙烯酸酯、聚乙二醇20000单丙烯酸酯中的一种或几种任意比的混合物。
4.根据权利要求1所述的一种环保型钻井液提切剂的制备方法,其特征在于:包括以下步骤:
步骤1)将生物胶粉碎后加入醇-水混合溶液中,搅拌均匀;其中醇-水混合溶液的量为生物胶质量的3-30倍,醇-水混合溶液中醇和水的质量比为90:10-75:25;
步骤2)加入碱的醇溶液,在40-100℃下搅拌加热1-6h进行碱化反应;
步骤3)边搅拌边加入配方量的聚乙二醇单丙烯酸酯,在60-100℃下搅拌加热1-6h,冷却至室温;
步骤4)过滤除去溶剂,用无水醇洗涤,在40-80℃下干燥4-10h,得到改性生物胶。
5.根据权利要求4所述的一种环保型钻井液提切剂的制备方法,其特征在于:步骤1)和步骤2)中醇均为工业级及以上纯度的甲醇、乙醇、正丙醇、异丙醇中的一种或几种任意比的混合物。
6.根据权利要求4所述的一种环保型钻井液提切剂的制备方法,其特征在于:步骤2)中所述碱的醇溶液中碱为氢氧化钠、氢氧化钾或其组合物。
7.根据权利要求4所述的一种环保型钻井液提切剂的制备方法,其特征在于:步骤1)中生物胶粉碎后的粒径为40-300目。
8.根据权利要求4所述的一种环保型钻井液提切剂的制备方法,其特征在于:步骤2)中所述碱的醇溶液质量浓度为1-10%。
9.根据权利要求4所述的一种环保型钻井液提切剂的制备方法,其特征在于:步骤4)中无水乙醇的洗涤量为生物胶质量的3-8倍。
10.根据权利要求4所述的一种环保型钻井液提切剂的制备方法,其特征在于:步骤4)中改性生物胶占提切剂的质量百分比为0.1-1%。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202111030851.7A CN115746311B (zh) | 2021-09-03 | 2021-09-03 | 一种环保型钻井液提切剂及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202111030851.7A CN115746311B (zh) | 2021-09-03 | 2021-09-03 | 一种环保型钻井液提切剂及其制备方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN115746311A true CN115746311A (zh) | 2023-03-07 |
CN115746311B CN115746311B (zh) | 2024-02-06 |
Family
ID=85332913
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202111030851.7A Active CN115746311B (zh) | 2021-09-03 | 2021-09-03 | 一种环保型钻井液提切剂及其制备方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN115746311B (zh) |
Citations (28)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4299710A (en) * | 1975-05-30 | 1981-11-10 | Rohm And Haas Company | Drilling fluid and method |
CA1115941A (en) * | 1979-08-21 | 1982-01-12 | David S. Pye | Well completion and workover fluid having low fluid loss |
US4486316A (en) * | 1979-02-02 | 1984-12-04 | Nl Industries, Inc. | Borehole drilling fluid and method |
US5962570A (en) * | 1995-12-15 | 1999-10-05 | Mitsubishi Chemical Corporation | Process for the preparation of aqueous solution or dispersion containing cationic polymer |
JP2002194343A (ja) * | 2000-10-16 | 2002-07-10 | Ohbayashi Corp | 掘削泥水用泥膜形成剤及びそれを用いた掘削用泥水 |
US20050178549A1 (en) * | 2004-02-18 | 2005-08-18 | Eoff Larry S. | Methods of reducing the permeabilities of horizontal well bore sections |
US20060039939A1 (en) * | 2004-08-20 | 2006-02-23 | Lai John T | Associative thickeners for aqueous systems |
US20070173414A1 (en) * | 2006-01-09 | 2007-07-26 | Clearwater International, Inc. | Well drilling fluids having clay control properties |
US20080217064A1 (en) * | 2007-03-09 | 2008-09-11 | Techstar Energy Services | Drilling fluid and methods |
US20090062158A1 (en) * | 2007-08-28 | 2009-03-05 | Janice Losasso | Rheology modifying agents and methods of modifying fluid rheology use in hydrocarbon recovery |
EP2075300A1 (en) * | 2007-10-09 | 2009-07-01 | Bp Exploration Operating Company Limited | Wellbore fluid |
US20100307752A1 (en) * | 2009-06-05 | 2010-12-09 | Kroff Well Services, Inc. | Fluid Treatment Systems, Compositions and Methods for Metal Ion Stabilization in Aqueous Solutions and/or Enhanced Fluid Performance |
JP2011240224A (ja) * | 2010-05-14 | 2011-12-01 | Nippon Paper Chemicals Co Ltd | 分散剤 |
US20150021098A1 (en) * | 2011-06-27 | 2015-01-22 | M-I L.L.C. | Breaker fluids for wellbore fluids and methods of use |
CN104962251A (zh) * | 2015-06-11 | 2015-10-07 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种微乳液成膜封堵钻井液及制备方法 |
US20150322325A1 (en) * | 2014-05-06 | 2015-11-12 | Saudi Arabian Oil Company | Ecofriendly Lubricating Additives for Water-Based Wellbore Drilling Fluids |
EP3067404A1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-09-14 | Flotek Chemistry, LLC | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
AU2014399886A1 (en) * | 2014-07-01 | 2016-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clay stabilizers |
US9783726B1 (en) * | 2016-05-20 | 2017-10-10 | China University Of Petroleum (Beijing) | Environment-friendly water-based drilling fluid applicable to horizontal shale gas wells |
US9783725B1 (en) * | 2016-05-20 | 2017-10-10 | China University Of Petroleum (Beijing) | Drilling fluid additive composition and water-based drilling fluid suitable for horizontal shale gas wells |
CN107987182A (zh) * | 2016-10-26 | 2018-05-04 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种钻井液处理剂及其制备方法和钻井液 |
DE102016225151A1 (de) * | 2016-12-15 | 2018-06-21 | Clariant International Ltd | Hybrid-Polymere und die Verwendung als Additive bei Tiefbohrungen |
CN108641686A (zh) * | 2018-05-25 | 2018-10-12 | 成都理工大学 | 超高温超高密度水基钻井液完井液用聚羧酸盐流型调节剂及其制备方法 |
CN109266318A (zh) * | 2017-07-18 | 2019-01-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种水基钻井液抗高温增粘提切剂及其制备方法和钻井液 |
WO2019175792A1 (en) * | 2018-03-14 | 2019-09-19 | Oren Hydrocarbons Private Limited | Drilling fluid system for controlling loss circulation |
US20190300772A1 (en) * | 2018-03-27 | 2019-10-03 | Yangtze University | Water-based drilling fluids for deepwater drilling and use thereof |
US20200190384A1 (en) * | 2018-09-04 | 2020-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Viscosity Supporting Additive for Water-Based Drilling and Completions Fluids |
CN111533850A (zh) * | 2020-04-20 | 2020-08-14 | 天津中油渤星工程科技有限公司 | 一种无皂法制备增粘剂的方法及增粘剂、钻井液 |
-
2021
- 2021-09-03 CN CN202111030851.7A patent/CN115746311B/zh active Active
Patent Citations (28)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4299710A (en) * | 1975-05-30 | 1981-11-10 | Rohm And Haas Company | Drilling fluid and method |
US4486316A (en) * | 1979-02-02 | 1984-12-04 | Nl Industries, Inc. | Borehole drilling fluid and method |
CA1115941A (en) * | 1979-08-21 | 1982-01-12 | David S. Pye | Well completion and workover fluid having low fluid loss |
US5962570A (en) * | 1995-12-15 | 1999-10-05 | Mitsubishi Chemical Corporation | Process for the preparation of aqueous solution or dispersion containing cationic polymer |
JP2002194343A (ja) * | 2000-10-16 | 2002-07-10 | Ohbayashi Corp | 掘削泥水用泥膜形成剤及びそれを用いた掘削用泥水 |
US20050178549A1 (en) * | 2004-02-18 | 2005-08-18 | Eoff Larry S. | Methods of reducing the permeabilities of horizontal well bore sections |
US20060039939A1 (en) * | 2004-08-20 | 2006-02-23 | Lai John T | Associative thickeners for aqueous systems |
US20070173414A1 (en) * | 2006-01-09 | 2007-07-26 | Clearwater International, Inc. | Well drilling fluids having clay control properties |
US20080217064A1 (en) * | 2007-03-09 | 2008-09-11 | Techstar Energy Services | Drilling fluid and methods |
US20090062158A1 (en) * | 2007-08-28 | 2009-03-05 | Janice Losasso | Rheology modifying agents and methods of modifying fluid rheology use in hydrocarbon recovery |
EP2075300A1 (en) * | 2007-10-09 | 2009-07-01 | Bp Exploration Operating Company Limited | Wellbore fluid |
US20100307752A1 (en) * | 2009-06-05 | 2010-12-09 | Kroff Well Services, Inc. | Fluid Treatment Systems, Compositions and Methods for Metal Ion Stabilization in Aqueous Solutions and/or Enhanced Fluid Performance |
JP2011240224A (ja) * | 2010-05-14 | 2011-12-01 | Nippon Paper Chemicals Co Ltd | 分散剤 |
US20150021098A1 (en) * | 2011-06-27 | 2015-01-22 | M-I L.L.C. | Breaker fluids for wellbore fluids and methods of use |
US20150322325A1 (en) * | 2014-05-06 | 2015-11-12 | Saudi Arabian Oil Company | Ecofriendly Lubricating Additives for Water-Based Wellbore Drilling Fluids |
AU2014399886A1 (en) * | 2014-07-01 | 2016-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clay stabilizers |
EP3067404A1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-09-14 | Flotek Chemistry, LLC | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
CN104962251A (zh) * | 2015-06-11 | 2015-10-07 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种微乳液成膜封堵钻井液及制备方法 |
US9783726B1 (en) * | 2016-05-20 | 2017-10-10 | China University Of Petroleum (Beijing) | Environment-friendly water-based drilling fluid applicable to horizontal shale gas wells |
US9783725B1 (en) * | 2016-05-20 | 2017-10-10 | China University Of Petroleum (Beijing) | Drilling fluid additive composition and water-based drilling fluid suitable for horizontal shale gas wells |
CN107987182A (zh) * | 2016-10-26 | 2018-05-04 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种钻井液处理剂及其制备方法和钻井液 |
DE102016225151A1 (de) * | 2016-12-15 | 2018-06-21 | Clariant International Ltd | Hybrid-Polymere und die Verwendung als Additive bei Tiefbohrungen |
CN109266318A (zh) * | 2017-07-18 | 2019-01-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种水基钻井液抗高温增粘提切剂及其制备方法和钻井液 |
WO2019175792A1 (en) * | 2018-03-14 | 2019-09-19 | Oren Hydrocarbons Private Limited | Drilling fluid system for controlling loss circulation |
US20190300772A1 (en) * | 2018-03-27 | 2019-10-03 | Yangtze University | Water-based drilling fluids for deepwater drilling and use thereof |
CN108641686A (zh) * | 2018-05-25 | 2018-10-12 | 成都理工大学 | 超高温超高密度水基钻井液完井液用聚羧酸盐流型调节剂及其制备方法 |
US20200190384A1 (en) * | 2018-09-04 | 2020-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Viscosity Supporting Additive for Water-Based Drilling and Completions Fluids |
CN111533850A (zh) * | 2020-04-20 | 2020-08-14 | 天津中油渤星工程科技有限公司 | 一种无皂法制备增粘剂的方法及增粘剂、钻井液 |
Non-Patent Citations (5)
Title |
---|
XIONGLI LIU,等: "Cellulose nanofibril-polymer hybrids for protecting drilling fluid at high salinity and high temperature", 《CARBOHYDRATE POLYMERS》, vol. 229, pages 115465 - 206 * |
王惟帅,等: "羧甲基纤维素钠制备及改性研究", 《合成纤维》, vol. 47, no. 10, pages 24 - 30 * |
王胜,等: "纳米植物胶钻井液低温流变特性", 《科学技术与工程》, vol. 17, no. 27, pages 196 - 201 * |
荣国斌,等: "《植物纤维资源化学》", vol. 1, 华东理工大学出版社, pages: 383 - 386 * |
蓝强,等: "一梳型聚合物降滤失剂DMP-2 的研制", 《中国石油大学胜利学院学报》, vol. 32, no. 3, pages 43 - 47 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN115746311B (zh) | 2024-02-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN108342189B (zh) | 一种基于生物多糖的环保型油田采油用复合物及其应用 | |
JP5808309B2 (ja) | バクテリアセルロース含有調合物及び有効なバクテリアセルロース含有調合物の製造方法 | |
CN106467734B (zh) | 一种压裂用交联剂及其制备方法 | |
CN102732234B (zh) | 抗盐抗温微泡沫水基钻井液 | |
CN101495595B (zh) | 用于油田维修液的氧化瓜尔胶 | |
CN109266318B (zh) | 一种水基钻井液抗高温增粘提切剂及其制备方法和钻井液 | |
CN111944510B (zh) | 一种清洁压裂液用增稠剂及其制备方法 | |
CN106279453B (zh) | 交联的高分子化合物及其制备方法、水凝胶、水基压裂液和用途 | |
CN107033867B (zh) | 纳米纤维素与粘弹性表面活性剂复合压裂液及其制备方法及其应用 | |
CN103509543B (zh) | 可循环利用压裂液及其制备方法 | |
CN102373037B (zh) | 一种完井用生物解堵液及生产方法 | |
CN110964496B (zh) | 一种压裂液稠化增粘剂 | |
CN114686198B (zh) | 一种低浓度自组装胍胶压裂液及其制备方法 | |
CN113736442B (zh) | 压裂液用低温速溶型耐盐一体化水性稠化剂及其制备方法 | |
CN102134481B (zh) | 羧甲基羟丙基胍胶水基压裂液 | |
CN115746311A (zh) | 一种环保型钻井液提切剂及其制备方法 | |
Zhang et al. | Application of a new family of amphoteric cellulose-based graft copolymers as drilling-mud additives | |
CN113122199B (zh) | 一种中高温强封堵硬胶微泡沫钻井液及其制备方法 | |
CN103554291A (zh) | 用于油田生产的皂角树胶的改性方法及应用 | |
CN104761653B (zh) | 疏水缔合型水溶性黄原胶及其制备方法与应用 | |
CN103305571A (zh) | 一种低分子量植物胶粉的制备方法 | |
CN113150758B (zh) | 一种pH敏感型暂堵剂及其制备方法和在低渗透油藏开采中的应用 | |
CN112552886B (zh) | 一种抗超高温180℃变密度无固相增粘型完井液与修井液 | |
CN111925784B (zh) | 胍胶压裂液微生物复合驱油体系及其制备方法 | |
CN114426835A (zh) | 一种可降解压裂液稠化剂制备方法及应用 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |