CN117736706A - 一种钻井液用水溶性有机盐加重剂及其制备方法 - Google Patents
一种钻井液用水溶性有机盐加重剂及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN117736706A CN117736706A CN202410191996.2A CN202410191996A CN117736706A CN 117736706 A CN117736706 A CN 117736706A CN 202410191996 A CN202410191996 A CN 202410191996A CN 117736706 A CN117736706 A CN 117736706A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- water
- weighting agent
- organic salt
- soluble organic
- drilling fluid
- 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.)
- Pending
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 63
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 51
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 title claims abstract description 36
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 44
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 claims abstract description 40
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 40
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 claims abstract description 21
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 17
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000001508 potassium citrate Substances 0.000 claims description 13
- 229960002635 potassium citrate Drugs 0.000 claims description 13
- QEEAPRPFLLJWCF-UHFFFAOYSA-K potassium citrate (anhydrous) Chemical compound [K+].[K+].[K+].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O QEEAPRPFLLJWCF-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 13
- 235000011082 potassium citrates Nutrition 0.000 claims description 13
- 239000004111 Potassium silicate Substances 0.000 claims description 11
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 11
- NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N potassium silicate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Si]([O-])=O NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 229910052913 potassium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims description 11
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 claims description 11
- 238000009210 therapy by ultrasound Methods 0.000 claims description 9
- AOMUHOFOVNGZAN-UHFFFAOYSA-N N,N-bis(2-hydroxyethyl)dodecanamide Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)N(CCO)CCO AOMUHOFOVNGZAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical group [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical group [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 6
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 claims description 6
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 claims description 6
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 6
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 claims description 5
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 claims description 5
- 239000006087 Silane Coupling Agent Substances 0.000 claims description 5
- 239000007822 coupling agent Substances 0.000 claims description 4
- LWIHDJKSTIGBAC-UHFFFAOYSA-K tripotassium phosphate Chemical compound [K+].[K+].[K+].[O-]P([O-])([O-])=O LWIHDJKSTIGBAC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 2
- BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L disodium hydrogen phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].OP([O-])([O-])=O BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229910000160 potassium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000011009 potassium phosphates Nutrition 0.000 claims description 2
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 12
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 7
- 238000013329 compounding Methods 0.000 abstract description 6
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000725 suspension Substances 0.000 abstract description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 6
- AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 2,3,9,10-tetramethoxy-6,8,13,13a-tetrahydro-5H-isoquinolino[2,1-b]isoquinoline Chemical group C1CN2CC(C(=C(OC)C=C3)OC)=C3CC2C2=C1C=C(OC)C(OC)=C2 AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 5
- 239000000176 sodium gluconate Substances 0.000 description 5
- 229940005574 sodium gluconate Drugs 0.000 description 5
- 235000012207 sodium gluconate Nutrition 0.000 description 5
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 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
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- YLGXILFCIXHCMC-JHGZEJCSSA-N methyl cellulose Chemical compound COC1C(OC)C(OC)C(COC)O[C@H]1O[C@H]1C(OC)C(OC)C(OC)OC1COC YLGXILFCIXHCMC-JHGZEJCSSA-N 0.000 description 2
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 229910000926 A-3 tool steel Inorganic materials 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005202 decontamination Methods 0.000 description 1
- 230000003588 decontaminative effect Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000006056 electrooxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000001151 other effect Effects 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- OTYBMLCTZGSZBG-UHFFFAOYSA-L potassium sulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O OTYBMLCTZGSZBG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052939 potassium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001120 potassium sulphate Substances 0.000 description 1
- 235000011151 potassium sulphates Nutrition 0.000 description 1
- 238000011085 pressure filtration Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000010298 pulverizing process Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
Abstract
本发明公开了一种钻井液用水溶性有机盐加重剂及其制备方法，属于钻井助剂技术领域。具体包括以下重量百分比的组分：有机盐2.5~5%、表面活性剂0.05~0.1%、改性凹凸棒0.5~1.5%、缓蚀剂0.5~1.0%，余量为无机盐。本发明以有机盐、无机盐、改性凹凸棒等一同复配，制备了可应用至水基钻井液的加重剂，其能改善泥浆的稳定性，具有优良的悬浮稳定性，能够避免在使用过程中出现沉淀和漏失量大的问题。
Description
技术领域
本发明属于钻井助剂技术领域，具体涉及一种钻井液用水溶性有机盐加重剂及其制备方法。
背景技术
目前，全球许多国家的油田都朝着深层超深层勘探开发进军，高密度钻完井技术成为保障钻探作业安全顺利的关键技术之一。同时，为了保证钻井过程的顺利进行，钻井液必须同时具备更多的性能，比如，为了降低钻井过程中钻具和套管之间、钻具和泥饼之间的摩擦阻力需要加入润滑剂；为了控制地层压力、防止地层坍塌需要加入加重剂等等。
现有技术提供的用于钻井液的加重剂主要包括碳酸钙粉、铁矿粉、重晶石粉等成分，但重晶石在应用过程经常出现固相沉降、流变性难以调控的问题；碳酸钙加重剂在应用上有可能发生钙侵，使钻井液粘切升高，滤失量增加；铁矿粉加重剂在应用上经常出现钻具、钻头、钻井液泵的磨损和固相沉降现象。使用上述组分的钻井液容易产生沉淀，且存在漏失量大等问题。因此，需要开发一种新的加重剂。
发明内容
针对现有技术中的上述不足，本发明提供一种钻井液用水溶性有机盐加重剂及其制备方法，可有效解决现有技术存在的漏失量大，易产生沉淀的问题。
为实现上述目的，本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：
一种钻井液用水溶性有机盐加重剂，包括以下重量百分比的组分：
有机盐2.5~5%、表面活性剂0.05~0.1%、改性凹凸棒0.5~1.5%、缓蚀剂0.5~1.0%，余量为无机盐；
该改性凹凸棒的制备方法为：在偶联剂的作用下，将椰油酸二乙醇酰胺接枝到凹凸棒上。
进一步地，包括以下重量百分比的组分：
有机盐2.5~3%、表面活性剂0.08~0.1%、改性凹凸棒0.5~1.0%、缓蚀剂0.5~1.0%，余量为无机盐。
进一步地，有机盐为乙酸钠。
进一步地，表面活性剂为十二烷基硫酸钠。
进一步地，无机盐包括磷酸钾、磷酸氢二钠、硫酸钠、硅酸钾和柠檬酸钾中的至少一种。
进一步地，无机盐包括重量比为0.5~1:0.5~1:1.5~1.8的硫酸钠、硅酸钾和柠檬酸钾。
进一步地，硫酸钠、硅酸钾和柠檬酸钾的重量比为0.5:0.5:1.2。
进一步地，缓蚀剂为葡萄糖酸钠。
进一步地，改性凹凸棒的制备方法为：
（1）将凹凸棒粉碎后溶解，再于35~50℃加入偶联剂，搅拌均匀后，超声5~20min；
（2）超声结束后，加入椰油酸二乙醇酰胺，继续反应10~15h，再烘干粉碎，获得改性凹凸棒。
进一步地，椰油酸二乙醇酰胺的加入量为凹凸棒重量的30~50%。
进一步地，偶联剂为硅烷偶联剂KH-550或KH-792。
一种制备上述钻井液用水溶性有机盐加重剂的方法，按配方将各组分混合均匀，获得该钻井液用水溶性有机盐加重剂。
本发明的有益效果：
1、本发明以有机盐、无机盐、改性凹凸棒等一同复配，制备了可应用至水基钻井液的加重剂，其能改善泥浆的稳定性，具有优良的悬浮稳定性，能够避免在使用过程中出现沉淀和漏失量大的问题。
2、椰油酸二乙醇酰胺是一种非离子表面活性剂，具有良好的增稠、乳化、去污、抗锈蚀等功效，本发明采用椰油酸二乙醇酰胺对凹凸棒进行接枝改性，可以改善凹凸棒的表面性质和结构形态，提高其吸附性能和稳定性，使其在钻井液中保持良好的流动性、悬浮性和稳定性，提高钻井液的流变性、稳定性和封堵性能，形成有效的滤饼，降低地层中的流体渗透速率，减少滤失量，从而降低钻井液的漏失，防止漏失。
3、钻井液在使用过程中，会通过电化学腐蚀、氧腐蚀、硫化氢腐蚀等方式腐蚀钻具。通过在凹凸棒表面接枝椰油酸二乙醇酰胺，首先是调整了凹凸棒的表面性质和位点，提高其吸附性能和稳定性，其次是借助改性使用的酰胺类表面活性剂与钻具的金属表面发生反应，形成保护膜，从而降低钻井液对于钻具的腐蚀作用。
4、本发明在有机盐和硫酸钠、硅酸钾和柠檬酸钾几种无机盐的协同复配下，使用该加重剂的钻井液不会产生沉淀，且漏失量小。
具体实施方式
下面对本发明的具体实施方式进行描述，以便于本技术领域的技术人员理解本发明，但应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，这些变化是显而易见的，一切利用本发明构思的发明创造均在保护之列。
实施例1
一种钻井液用水溶性有机盐加重剂，包括以下重量百分比的组分：
乙酸钠2.5%、十二烷基硫酸钠0.1%、改性凹凸棒1.5%、葡萄糖酸钠0.5%，余量为无机盐；其中，无机盐包括重量比为0.5:0.5:1.2的硫酸钠、硅酸钾和柠檬酸钾。
改性凹凸棒的制备方法为：
（1）将凹凸棒粉碎后加水溶解，再于38℃加入硅烷偶联剂KH-550，搅拌均匀后，超声15min；
（2）超声结束后，加入凹凸棒重量42%的椰油酸二乙醇酰胺，继续反应12h，再烘干粉碎，获得改性凹凸棒。
然后按配方将上述组分混合均匀，即制备得到该钻井液用水溶性有机盐加重剂。
实施例2
一种钻井液用水溶性有机盐加重剂，包括以下重量百分比的组分：
乙酸钠2.5%、十二烷基硫酸钠0.05%、改性凹凸棒1.0%、葡萄糖酸钠0.5%，余量为无机盐；其中，无机盐包括重量比为1:0.5:1.8的硫酸钠、硅酸钾和柠檬酸钾。
改性凹凸棒的制备方法为：
（1）将凹凸棒粉碎后加水溶解，再于35℃加入硅烷偶联剂KH-550，搅拌均匀后，超声18min；
（2）超声结束后，加入凹凸棒重量40%的椰油酸二乙醇酰胺，继续反应10h，再烘干粉碎，获得改性凹凸棒。
然后按配方将上述组分混合均匀，即制备得到该钻井液用水溶性有机盐加重剂。
实施例3
一种钻井液用水溶性有机盐加重剂，包括以下重量百分比的组分：
乙酸钠3.2%、十二烷基硫酸钠0.1%、改性凹凸棒1.5%、葡萄糖酸钠0.8%，余量为无机盐；其中，无机盐包括重量比为0.5:1:1.8的硫酸钠、硅酸钾和柠檬酸钾。
改性凹凸棒的制备方法为：
（1）将凹凸棒粉碎后溶解，再于40℃加入硅烷偶联剂KH-550，搅拌均匀后，超声15min；
（2）超声结束后，加入凹凸棒重量50%的椰油酸二乙醇酰胺，继续反应15h，再烘干粉碎，获得改性凹凸棒。
然后按配方将上述组分混合均匀，即制备得到该钻井液用水溶性有机盐加重剂。
对比例1
一种有机盐加重剂，包括以下重量百分比的组分：
乙酸钠2.5%、十二烷基硫酸钠0.1%、凹凸棒1.5%、葡萄糖酸钠0.5%，余量为无机盐；其中，无机盐包括重量比为0.5:0.5:1.2的硫酸钠、硅酸钾和柠檬酸钾。
对比例2
与实施例1相比，采用硫酸钾替换无机盐中的柠檬酸钾，其余过程与实施例1一致。
对比例3
与实施例1相比，无机盐中只含有柠檬酸钾，其余过程与实施例1一致。
对比例4
有机盐水溶性加重剂HG-701。
实验例
1、将实施例1制备得到的加重剂与水基钻井液基浆体系复配，该水基钻井液基浆体系包括：淡水+0.3% Na2CO3+6% Viscol+7% Redu2+3%白沥青+2%聚合醇；其中，Viscol为市售油田钻井液用提切剂，Redu2为市售油田钻井液用降滤失剂，复配组合方式如下：
组合1：20%加重剂+80%水基钻井液基浆体系；
组合2：35%加重剂+65%水基钻井液基浆体系；
组合3：50%加重剂+50%水基钻井液基浆体系；
然后测试混合前后钻井液的流变性，并用GGS42-2A型高温高压滤失仪在180℃进行滤失状况检测，结果见表1。
表1 流变性检测
由表1数据可知，本申请制备的加重剂与水基钻井液基浆体系混合后，流变性能和高温高压滤失性能稳定，且不会有沉淀产生，表明其在用于钻井液中具有优异的防漏失功效。
2、分别将实施例1和对比例1~3制备的加重剂与水基钻井液基浆体系以35%+65%的比例复配后进行抗腐蚀实验，测试方法如下：
以A3钢片、13cr钢片、P110钢片为腐蚀样品，将腐蚀样品悬挂全浸于复配溶液中，在80℃土2℃恒温干燥箱中静态挂片腐蚀7天后，清洗，计算腐蚀速率，结果见表2。
表2 腐蚀性检测
由表2数据可知，采用本申请技术方案制备得到的加重剂在与水基钻井液基浆体系复配后，腐蚀速率低，能够有效的保护井下柱体和工具，避免其在长时间使用过程中被腐蚀破坏。
3、分别将本申请实施例1和对比例1~4的加重剂与水基钻井液基浆体系以35%+65%的比例复配，搅拌后静置24h，检测静置前后的密度差，以密度差作为衡量其沉降稳定性的标准，结果见表3。
表3 沉降稳定性
对于沉降稳定性，静置前后密度差越大，表明其稳定性越好，根据表3的检测结果可知，采用本申请技术方案制备的加重剂在使用时，在复配后的体系中稳定性好，能够适用于该钻井液体系，有利于保障钻井工作的顺畅进行。
最后应说明的是，以上具体实施方式仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照实例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的精神和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。
Claims (10)
1.一种钻井液用水溶性有机盐加重剂，其特征在于，包括以下重量百分比的组分：
有机盐2.5~5%、表面活性剂0.05~0.1%、改性凹凸棒0.5~1.5%、缓蚀剂0.5~1.0%，余量为无机盐；
所述改性凹凸棒的制备方法为：在偶联剂的作用下，将椰油酸二乙醇酰胺接枝到凹凸棒上。
2.根据权利要求1所述的钻井液用水溶性有机盐加重剂，其特征在于，包括以下重量百分比的组分：
有机盐2.5~3%、表面活性剂0.08~0.1%、改性凹凸棒0.5~1.0%、缓蚀剂0.5~1.0%，余量为无机盐。
3.根据权利要求1或2所述的钻井液用水溶性有机盐加重剂，其特征在于，所述有机盐为乙酸钠。
4.根据权利要求1或2所述的钻井液用水溶性有机盐加重剂，其特征在于，所述表面活性剂为十二烷基硫酸钠。
5.根据权利要求1或2所述的钻井液用水溶性有机盐加重剂，其特征在于，所述无机盐包括磷酸钾、磷酸氢二钠、硫酸钠、硅酸钾和柠檬酸钾中的至少一种。
6.根据权利要求5所述的钻井液用水溶性有机盐加重剂，其特征在于，所述无机盐包括重量比为0.5~1:0.5~1:1.5~1.8的硫酸钠、硅酸钾和柠檬酸钾。
7.根据权利要求6所述的钻井液用水溶性有机盐加重剂，其特征在于，所述硫酸钠、硅酸钾和柠檬酸钾的重量比为0.5:0.5:1.2。
8.根据权利要求1所述的钻井液用水溶性有机盐加重剂，其特征在于，改性凹凸棒的制备方法为：
（1）将凹凸棒粉碎后溶解，再于35~50℃加入硅烷偶联剂，搅拌均匀后，超声5~20min；
（2）超声结束后，加入椰油酸二乙醇酰胺，继续反应10~15h，再烘干粉碎，获得改性凹凸棒。
9.根据权利要求8所述的钻井液用水溶性有机盐加重剂，其特征在于，椰油酸二乙醇酰胺的加入量为凹凸棒重量的30~50%。
10.一种制备权利要求1~9任一项所述的钻井液用水溶性有机盐加重剂的方法，其特征在于，按配方将各组分混合均匀，获得该钻井液用水溶性有机盐加重剂。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202410191996.2A CN117736706A (zh) | 2024-02-21 | 2024-02-21 | 一种钻井液用水溶性有机盐加重剂及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202410191996.2A CN117736706A (zh) | 2024-02-21 | 2024-02-21 | 一种钻井液用水溶性有机盐加重剂及其制备方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN117736706A true CN117736706A (zh) | 2024-03-22 |
Family
ID=90261406
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202410191996.2A Pending CN117736706A (zh) | 2024-02-21 | 2024-02-21 | 一种钻井液用水溶性有机盐加重剂及其制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN117736706A (zh) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2894755A1 (en) * | 2012-12-14 | 2014-06-19 | Clearwater International, Llc | Novel weighted elastomer systems for use in cement, spacer and drilling fluids |
| CN103923622A (zh) * | 2014-04-17 | 2014-07-16 | 中国石油大学(华东) | 一种多元复合盐水钻井液 |
| CN110844915A (zh) * | 2019-11-22 | 2020-02-28 | 浙江康百欣新材料有限公司 | 一种改性有机膨润土及其制备方法与应用 |
| WO2021128745A1 (zh) * | 2019-12-24 | 2021-07-01 | 中国海洋石油集团有限公司 | 油基钻井液及其制备方法和防沉降稳定剂的制备方法 |
| CN113502150A (zh) * | 2021-07-30 | 2021-10-15 | 成都西油华巍科技有限公司 | 一种高密度无固相气滞塞及其制备方法 |
-
2024
- 2024-02-21 CN CN202410191996.2A patent/CN117736706A/zh active Pending
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2894755A1 (en) * | 2012-12-14 | 2014-06-19 | Clearwater International, Llc | Novel weighted elastomer systems for use in cement, spacer and drilling fluids |
| CN103923622A (zh) * | 2014-04-17 | 2014-07-16 | 中国石油大学(华东) | 一种多元复合盐水钻井液 |
| CN110844915A (zh) * | 2019-11-22 | 2020-02-28 | 浙江康百欣新材料有限公司 | 一种改性有机膨润土及其制备方法与应用 |
| WO2021128745A1 (zh) * | 2019-12-24 | 2021-07-01 | 中国海洋石油集团有限公司 | 油基钻井液及其制备方法和防沉降稳定剂的制备方法 |
| CN113502150A (zh) * | 2021-07-30 | 2021-10-15 | 成都西油华巍科技有限公司 | 一种高密度无固相气滞塞及其制备方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 张云龙 等: "碳化硅及其复合材料的制造与应用", 31 July 2015, 国防工业出版社, pages: 26 - 27 * |
| 邵平;胡钱;王淼;严弈;: "改进无固相有机盐钻完井液技术在滴西区块的应用", 化学工程与装备, no. 01, 15 January 2015 (2015-01-15), pages 108 - 111 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8377855B2 (en) | Methods and compositions for treating subterranean zones | |
| US8252728B2 (en) | Drilling fluids comprising hydroxylated polymers | |
| US4610795A (en) | Peroxygen breaker systems for well completion fluids | |
| CN108865092B (zh) | 注水井解堵增注用缓释螯合酸及制备方法和解堵增注方法 | |
| EA009009B1 (ru) | Способ обработки пласта месторождения | |
| EP0290486A1 (en) | CORROSION INHIBITORS FOR CLEAR CALCIUM-FREE LIQUIDS OF HIGH DENSITY. | |
| CN111534290A (zh) | 一种储层保护钻井液用解水锁剂及其制备和使用方法 | |
| CA1197673A (en) | Corrosion inhibited high density fluid compositions | |
| JPH0363599B2 (zh) | ||
| CN111440601B (zh) | 具有稳定流变特性的高密度除硫钻井液及其制备方法 | |
| US20080210428A1 (en) | Method of removing filter cake | |
| CN111500274B (zh) | 有机锆交联剂、交联酸携砂液及制备方法 | |
| CN117736706A (zh) | 一种钻井液用水溶性有机盐加重剂及其制备方法 | |
| CN115961914B (zh) | 一种适用于薄差储层的一剂多能的在线解堵工艺 | |
| CN114058350B (zh) | 绿泥石解堵剂及其制备方法、应用、解堵方法 | |
| DK165699B (da) | Saltholdig vaeske med hoej vaegtfylde og anvendelse deraf ved betjening af borehuller | |
| CN111978937B (zh) | 钻井液用抗温可变形聚合物类降滤失剂及其制备方法 | |
| US11441064B2 (en) | Method of removing iron-containing scale from a wellbore, pipe, or surface using a biodegradable descaler solution | |
| CN110819315A (zh) | 油田油水井修井用屏蔽暂堵型压井液 | |
| CN114539994B (zh) | 一种储层钻井液体系及其制备方法 | |
| CN116063993B (zh) | 一种复配抗温堵漏浆料及其制备方法和应用 | |
| US11566161B2 (en) | Method of removing calcium-containing water-based filter cake using a biodegradable acid solution | |
| CN116496766B (zh) | 一种可酸溶加重剂及其制备方法和应用 | |
| CN107987806A (zh) | 一种一价盐加重剂及其制备方法和应用 | |
| JPS60133085A (ja) | 泥水調整剤 |
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 |