CN117757445B - 一种沥青基钻井液用降滤失剂及其制备方法 - Google Patents
一种沥青基钻井液用降滤失剂及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN117757445B CN117757445B CN202410196705.9A CN202410196705A CN117757445B CN 117757445 B CN117757445 B CN 117757445B CN 202410196705 A CN202410196705 A CN 202410196705A CN 117757445 B CN117757445 B CN 117757445B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- asphalt
- modified
- lignin
- parts
- based drilling
- 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
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 89
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 71
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 61
- 239000000654 additive Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 title claims abstract description 11
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title abstract description 10
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 claims abstract description 57
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 43
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 27
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 20
- 239000002585 base Substances 0.000 claims description 27
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 26
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 19
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 18
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 16
- 238000010008 shearing Methods 0.000 claims description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 15
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 14
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 12
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 10
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 8
- MLIREBYILWEBDM-UHFFFAOYSA-N cyanoacetic acid Chemical compound OC(=O)CC#N MLIREBYILWEBDM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N octadecan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCO GLDOVTGHNKAZLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 7
- BXYQHDXDCJQOFD-UHFFFAOYSA-N 3-cyanopropanoic acid Chemical compound OC(=O)CCC#N BXYQHDXDCJQOFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M Cetrimonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 claims description 6
- PGQAXGHQYGXVDC-UHFFFAOYSA-N dodecyl(dimethyl)azanium;chloride Chemical group Cl.CCCCCCCCCCCCN(C)C PGQAXGHQYGXVDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 6
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 6
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 claims description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 5
- 125000004093 cyano group Chemical group *C#N 0.000 claims description 5
- YXBVMSQDRLXPQV-UHFFFAOYSA-N 4-cyanobutanoic acid Chemical compound OC(=O)CCCC#N YXBVMSQDRLXPQV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N Dimethylsulphoxide Chemical compound CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- TVXBFESIOXBWNM-UHFFFAOYSA-N Xylitol Natural products OCCC(O)C(O)C(O)CCO TVXBFESIOXBWNM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 4
- HEBKCHPVOIAQTA-UHFFFAOYSA-N meso ribitol Natural products OCC(O)C(O)C(O)CO HEBKCHPVOIAQTA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- GOQYKNQRPGWPLP-UHFFFAOYSA-N n-heptadecyl alcohol Natural products CCCCCCCCCCCCCCCCCO GOQYKNQRPGWPLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 4
- 239000000811 xylitol Substances 0.000 claims description 4
- HEBKCHPVOIAQTA-SCDXWVJYSA-N xylitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO HEBKCHPVOIAQTA-SCDXWVJYSA-N 0.000 claims description 4
- 229960002675 xylitol Drugs 0.000 claims description 4
- 235000010447 xylitol Nutrition 0.000 claims description 4
- FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N D-glucitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N 0.000 claims description 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 2
- WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N pentaerythritol Chemical compound OCC(CO)(CO)CO WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 claims description 2
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 18
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 abstract description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 abstract description 3
- NYRAVIYBIHCEGB-UHFFFAOYSA-N [K].[Ca] Chemical compound [K].[Ca] NYRAVIYBIHCEGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 abstract description 2
- 231100000989 no adverse effect Toxicity 0.000 abstract description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 abstract description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 abstract 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 15
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 10
- YDEXUEFDPVHGHE-GGMCWBHBSA-L disodium;(2r)-3-(2-hydroxy-3-methoxyphenyl)-2-[2-methoxy-4-(3-sulfonatopropyl)phenoxy]propane-1-sulfonate Chemical compound [Na+].[Na+].COC1=CC=CC(C[C@H](CS([O-])(=O)=O)OC=2C(=CC(CCCS([O-])(=O)=O)=CC=2)OC)=C1O YDEXUEFDPVHGHE-GGMCWBHBSA-L 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 230000001603 reducing effect Effects 0.000 description 4
- 238000001338 self-assembly Methods 0.000 description 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 4
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 4
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 2
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 2
- 238000005098 hot rolling Methods 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
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- QHWKHLYUUZGSCW-UHFFFAOYSA-N Tetrabromophthalic anhydride Chemical compound BrC1=C(Br)C(Br)=C2C(=O)OC(=O)C2=C1Br QHWKHLYUUZGSCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- -1 sodium carboxylate Chemical class 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
本发明公开了一种沥青基钻井液用降滤失剂及其制备方法,属于新材料技术领域。降滤失剂包括改性沥青、白油、改性木质素和聚丙烯酰胺等原料;其中改性沥青为亲水改性后的沥青,改性木质素为在木质素结构中引入羧基钠基团。本发明中的沥青基钻井液用降滤失剂与水基钻井液配合使用,能够有效降低水基钻井液的滤失量,并能防止钻头卡钻。所得产品是一种黑色胶体,不挥发、不燃烧、常温下很稳定,易溶于水,体系呈弱碱性。与其它泥浆处理剂配伍性好,可用于聚合物泥浆体系及钾钙基聚磺泥浆体系和有机盐钻井液体系;在泥浆中分散性好,对地层封堵胶结能力强,在重泥浆中使用时对流变性无不良影响,特别是在超高密度泥浆中效果更为突出。
Description
技术领域
本发明属于新材料技术领域,具体涉及一种沥青基钻井液用降滤失剂及其制备方法。
背景技术
在钻井过程中,由于压差的作用,钻井液中的水分不可避免地通过井壁滤失到地层中,造成钻井液失水。随着水分进入地层,钻井液中粘土颗粒便附着在井壁上形成“滤饼”,形成一个滤饼井壁。由于滤饼井壁比原来的井壁致密得多,所以它一方面阻止了钻井液的进一步失水,一方面起到了保护井壁的作用。但是在滤饼井壁形成的过程中,滤失的水分过多,滤饼过厚,细粘土颗粒随水分进入地层等都会影响正常钻井,并对地层造成伤害。
在钻井过程中钻井液的滤失是必然的,通过滤失可形成滤饼保护井壁。但是钻井液滤失量过大,易引起页岩膨胀和坍塌,造成井壁不稳定。此外,滤失量增大的同时滤饼增厚,使井径缩小,给旋转的钻具造成较大的扭矩,起下钻时引起抽汲和压力波动,易造成压差卡钻。因此,适当地控制滤失量是钻井液的重要性能之一。显然,钻井液的滤失量与地层渗透率密切相关。但钻井液发生滤失的同时就有滤饼形成,钻井液再发生滤失时,必须经过已经形成的滤饼。因此,决定滤失量大小的主要因素是滤饼的渗透率。如何形成低渗透率的高质量滤饼,阻止钻井液的进一步滤失,是钻井液配制中要考虑的主要问题之一。
发明内容
针对上述现有技术,本发明提供一种沥青基钻井液用降滤失剂及其制备方法,以解决现有降滤失剂降滤失效果差、容易造成卡钻的技术问题。
为了达到上述目的,本发明所采用的技术方案是,提供一种沥青基钻井液用降滤失剂,包括以下质量份的组分:
改性沥青80~100份,白油35~50份,改性木质素20~30份和聚丙烯酰胺10~30份;
改性沥青经过以下步骤制得:
S1:将多羟基化合物配制成溶液,并向所得溶液中加入表面活性剂和乳化剂,得改性液;
S2:将沥青加热至熔融状态,然后在剪切条件下将改性液混入熔融沥青中,加料完毕后继续剪切20~30min,得基料;
S3:将基料在70~80℃下加热至重量不再变化,即得;
改性木质素经过以下步骤制得:
(1)将木质素溶于溶剂中,得木质素溶液;
(2)将木质素溶液与氰基酸混合,然后向混合物中加HPW/SiO2催化剂,于85~110℃下反应10~15h;
(3)用碱液将反应后物料的pH调节至8~10,再过滤、清洗、干燥,即得。
在上述技术方案的基础上,本发明还可以做如下改进。
进一步,沥青基钻井液用降滤失剂,包括以下质量份的组分:
改性沥青90份,白油45份,改性木质素25份和聚丙烯酰胺20份。
本发明采取上述技术方案的有益效果是:本发明以改性沥青和改性木质素作为降滤失剂的组分。其中,改性沥青所采用的改性剂为多羟基化合物,通过多羟基化合物的改性可以向沥青中引入大量的羟基,从而改善沥青的亲水性能,最终所得降滤失剂能够有效分散于钻井液中,发挥出更好的降滤失作用;另外,亲水改性后的沥青能够有效“锁住”水分,避免钻井过程中水分大量滤失,能够有效控制井壁滤饼的厚度,减少卡钻问题的发生。
本发明中的改性木质素是在木质素中引入了羧酸钠基团,在钻井过程中,羧酸钠很容易解离出负电基团,所解离出的负电基团一方面可吸附在钻井液中的粘土颗粒表面,形成吸附层,以阻止粘土颗粒絮凝变大;另一方面能把钻井液循环搅拌作用下所拆散的细颗粒通过吸附稳定下来,不再粘结成大颗粒,从而保证钻井液中有足够量的细颗粒比例,进而使钻井液能形成薄而致密的滤饼,降低滤失量。另外,木质素本身不仅具有较多的孔隙,而且表面具有多种官能团,多孔结构能够通过筛选作用阻止微小颗粒的聚集,表面的官能团则能够与微小颗粒表面的电荷相互作用,调节颗粒表面的电荷密度,从而影响颗粒之间的吸引力和排斥力,减少颗粒的聚集。因此,本发明通过向降滤失剂中添加改性木质素,可以有效解决钻井液中细小颗粒容易发生聚集的问题,从而使钻井液能形成薄而致密的滤饼,降低滤失量。
本发明的降滤失剂中还添加有聚丙烯酰胺,聚丙烯酰胺能够改善钻井体系的粘度,而钻井液的滤失量与钻井体系粘度的二分之一次方成反比,则提升粘度会降低钻井液的滤失量。另外,白油、表面活性剂具有较好的摩擦还原能力,可以在金属、岩石和粘土薄膜形成吸附膜,使钻柱与井壁岩石接触(或水膜接触)产生的固-固摩擦转变为覆膜之间的摩擦,从而使钻柱与岩石之间的摩阻力大大降低,即聚丙烯酰胺能够在钻头和井壁之间形成润滑膜,减少钻头的磨损和摩擦系数,从而提高钻井效率。
进一步,多羟基化合物为甘油、季戊四醇、山梨醇和木糖醇中的至少一种。
进一步,改性液中多羟基化合物的浓度为10~15wt%;表面活性剂、乳化剂与多羟基化合物的质量之比为0.1~0.3:0.3~0.5:1。
进一步,表面活性剂为聚乙二醇或聚氧乙烯-21硬脂醇醚;乳化剂为十二烷基二甲基氯化铵或十六烷基三甲基溴化铵。
进一步,S2中剪切速率为600~800r/min。
进一步,步骤(1)中溶剂为丙酮、四氢呋喃、N,N-二甲基甲酰胺或二甲亚砜;步骤(3)中碱液为浓度为0.5~1mol/L的氢氧化钠溶液。
进一步,氰基酸为氰乙酸、3-氰基丙酸或4-氰基丁酸。
进一步,氰基酸与木质素的摩尔比为2~3:1。
本发明还公开了上述沥青基钻井液用降滤失剂的制备方法,包括以下步骤:
(1)将改性沥青和白油加入到反应釜中,于100~110℃下搅拌反应45~60min,得基料;
(2)将聚丙烯酰胺加入到基料中,并升温至115~125℃,继续搅拌反应30~45min;
(3)将反应后的物料降温至70~80℃,然后加入改性木质素,保温搅拌15~30min,再降温至室温,即得。
本发明的有益效果是:本发明中的沥青基钻井液用降滤失剂在石油钻井工作中与水基钻井液配合使用,能够有效降低水基钻井液的滤失量,并能防止钻头卡钻。所得产品是一种黑色胶体,不挥发、不燃烧、常温下很稳定,易溶于水,体系呈弱碱性。与其它泥浆处理剂配伍性好,可用于聚合物泥浆体系及钾钙基聚磺泥浆体系和有机盐钻井液体系;在泥浆中分散性好,对地层封堵胶结能力强,在重泥浆中使用不会增加体系的粘性切应力,对流变性无不良影响,特别是在超高密度泥浆中效果更为突出。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明的具体实施方式做详细的说明。
实施例1
一种沥青基钻井液用降滤失剂,包括以下质量份的组分:
改性沥青90份,白油45份,改性木质素25份和聚丙烯酰胺20份;
其中,改性沥青经过以下步骤制得:
S1:将山梨醇溶解于水中配制成浓度为10wt%的溶液,并向所得溶液中加入聚乙二醇和十二烷基二甲基氯化铵,拌匀后得改性液,所加入的聚乙二醇和十二烷基二甲基氯化铵与山梨醇的质量之比为0.2:0.4:1;
S2:将沥青(常规石油沥青)加热至熔融状态,然后以700r/min的速率进行剪切,并在剪切条件下将改性液混入熔融沥青中,加料完毕后继续剪切25min,得基料;沥青与改性液的料液比为1g:2mL;
S3:将基料在75℃下加热至重量不再变化,即得改性沥青。
改性木质素经过以下步骤制得:
(1)将木质素磺酸钠溶于N,N-二甲基甲酰胺中,配制成浓度为15wt%的木质素溶液;
(2)将木质素溶液与3-氰基丙酸混合,然后向混合物中加入HPW/SiO2催化剂(制备方法参考《介孔HPW/SiO2催化剂的自组装合成及其催化性能》,颜学敏等,中国科学技术协会第四届优秀博士生学术年会论文集,601~606页,2006-11-16。),于100℃下反应12h;3-氰基丙酸与木质素的摩尔比为2:1,HPW/SiO2催化剂的加入量与木质素磺酸钠的质量之比为0.0005:1;
(3)用浓度为1mol/L的氢氧化钠溶液将反应后物料的pH调节至9,再过滤,丙酮清洗三次,然后真空干燥至恒重,即得改性木质素。
本实施例中的沥青基钻井液用降滤失剂经过以下步骤制得:
(1)将改性沥青和白油加入到反应釜中,于105℃下搅拌反应45min,得基料;
(2)将聚丙烯酰胺加入到基料中,并升温至120℃,继续搅拌反应40min;
(3)将反应后的物料降温至75℃,然后加入改性木质素,保温搅拌15min,再降温至室温,即得沥青基钻井液用降滤失剂,命名为PHT-1。
实施例2
一种沥青基钻井液用降滤失剂,包括以下质量份的组分:
改性沥青80份,白油35份,改性木质素30份和聚丙烯酰胺10份;
其中,改性沥青经过以下步骤制得:
S1:将木糖醇溶解于水中配制成浓度为15wt%的溶液,并向所得溶液中加入聚乙二醇和十六烷基三甲基溴化铵,拌匀后得改性液,所加入的聚乙二醇和十六烷基三甲基溴化铵与木糖醇的质量之比为0.1:0.5:1;
S2:将沥青(常规石油沥青)加热至熔融状态,然后以600r/min的速率进行剪切,并在剪切条件下将改性液混入熔融沥青中,加料完毕后继续剪切30min,得基料;沥青与改性液的料液比为1g:1mL;
S3:将基料在70℃下加热至重量不再变化,即得改性沥青。
改性木质素经过以下步骤制得:
(1)将木质素磺酸钠溶于丙酮中,配制成浓度为10wt%的木质素溶液;
(2)将木质素溶液与氰乙酸混合,然后向混合物中加入HPW/SiO2催化剂(制备方法参考《介孔HPW/SiO2催化剂的自组装合成及其催化性能》,颜学敏等,中国科学技术协会第四届优秀博士生学术年会论文集,601~606页,2006-11-16。),于85℃下反应15h;氰乙酸与木质素的摩尔比为3:1,HPW/SiO2催化剂的加入量与木质素磺酸钠的质量之比为0.0005:1;
(3)用浓度为0.5mol/L的氢氧化钠溶液将反应后物料的pH调节至8,再过滤,丙酮清洗三次,然后真空干燥至恒重,即得改性木质素。
本实施例中的沥青基钻井液用降滤失剂经过以下步骤制得:
(1)将改性沥青和白油加入到反应釜中,于100℃下搅拌反应60min,得基料;
(2)将聚丙烯酰胺加入到基料中,并升温至115℃,继续搅拌反应45min;
(3)将反应后的物料降温至70℃,然后加入改性木质素,保温搅拌30min,再降温至室温,即得沥青基钻井液用降滤失剂,命名为PHT-2。
实施例3
一种沥青基钻井液用降滤失剂,包括以下质量份的组分:
改性沥青100份,白油50份,改性木质素20份和聚丙烯酰胺30份;
其中,改性沥青经过以下步骤制得:
S1:将甘油溶解于水中配制成浓度为15wt%的溶液,并向所得溶液中加入聚氧乙烯-21硬脂醇醚和十六烷基三甲基溴化铵,拌匀后得改性液,所加入的聚氧乙烯-21硬脂醇醚和十六烷基三甲基溴化铵与甘油的质量之比为0.3:0.3:1;
S2:将沥青(常规石油沥青)加热至熔融状态,然后以800r/min的速率进行剪切,并在剪切条件下将改性液混入熔融沥青中,加料完毕后继续剪切20min,得基料;沥青与改性液的料液比为1g:2mL;
S3:将基料在80℃下加热至重量不再变化,即得改性沥青。
改性木质素经过以下步骤制得:
(1)将木质素磺酸钠溶于丙酮中,配制成浓度为15wt%的木质素溶液;
(2)将木质素溶液与4-氰基丁酸混合,然后向混合物中加入HPW/SiO2催化剂(制备方法参考《介孔HPW/SiO2催化剂的自组装合成及其催化性能》,颜学敏等,中国科学技术协会第四届优秀博士生学术年会论文集,601~606页,2006-11-16。),于110℃下反应10h;4-氰基丁酸与木质素的摩尔比为3:1,HPW/SiO2催化剂的加入量与木质素磺酸钠的质量之比为0.0005:1;
(3)用浓度为1mol/L的氢氧化钠溶液将反应后物料的pH调节至10,再过滤,丙酮清洗三次,然后真空干燥至恒重,即得改性木质素。
本实施例中的沥青基钻井液用降滤失剂经过以下步骤制得:
(1)将改性沥青和白油加入到反应釜中,于110℃下搅拌反应45min,得基料;
(2)将聚丙烯酰胺加入到基料中,并升温至125℃,继续搅拌反应30min;
(3)将反应后的物料降温至80℃,然后加入改性木质素,保温搅拌20min,再降温至室温,即得沥青基钻井液用降滤失剂,命名为PHT-3。
对比例1
一种沥青基钻井液用降滤失剂,包括以下质量份的组分:
沥青(常规石油沥青)90份,白油45份,改性木质素25份和聚丙烯酰胺20份;
其中,改性木质素经过以下步骤制得:
(1)将木质素磺酸钠溶于N,N-二甲基甲酰胺中,配制成浓度为15wt%的木质素溶液;
(2)将木质素溶液与3-氰基丙酸混合,然后向混合物中加入HPW/SiO2催化剂(制备方法参考《介孔HPW/SiO2催化剂的自组装合成及其催化性能》,颜学敏等,中国科学技术协会第四届优秀博士生学术年会论文集,601~606页,2006-11-16。),于100℃下反应12h;3-氰基丙酸与木质素的摩尔比为2:1,HPW/SiO2催化剂的加入量与木质素磺酸钠的质量之比为0.0005:1;
(3)用浓度为1mol/L的氢氧化钠溶液将反应后物料的pH调节至9,再过滤,丙酮清洗三次,然后真空干燥至恒重,即得改性木质素。
本实施例中的沥青基钻井液用降滤失剂经过以下步骤制得:
(1)将沥青和白油加入到反应釜中,于105℃下搅拌反应45min,得基料;
(2)将聚丙烯酰胺加入到基料中,并升温至120℃,继续搅拌反应40min;
(3)将反应后的物料降温至75℃,然后加入改性木质素,保温搅拌15min,再降温至室温,即得沥青基钻井液用降滤失剂,命名为PHT-4。
对比例2
一种沥青基钻井液用降滤失剂,包括以下质量份的组分:
改性沥青90份,白油45份,木质素磺酸钠25份和聚丙烯酰胺20份;
其中,改性沥青经过以下步骤制得:
S1:将山梨醇溶解于水中配制成浓度为10wt%的溶液,并向所得溶液中加入聚乙二醇和十二烷基二甲基氯化铵,拌匀后得改性液,所加入的聚乙二醇和十二烷基二甲基氯化铵与山梨醇的质量之比为0.2:0.4:1;
S2:将沥青(常规石油沥青)加热至熔融状态,然后以700r/min的速率进行剪切,并在剪切条件下将改性液混入熔融沥青中,加料完毕后继续剪切25min,得基料;沥青与改性液的料液比为1g:2mL;
S3:将基料在75℃下加热至重量不再变化,即得改性沥青。
本实施例中的沥青基钻井液用降滤失剂经过以下步骤制得:
(1)将改性沥青和白油加入到反应釜中,于105℃下搅拌反应45min,得基料;
(2)将聚丙烯酰胺加入到基料中,并升温至120℃,继续搅拌反应40min;
(3)将反应后的物料降温至75℃,然后加入改性木质素,保温搅拌15min,再降温至室温,即得沥青基钻井液用降滤失剂,命名为PHT-5。
实验例
1、考察上述各实施例和对比例中所得沥青基钻井液用降滤失剂在高密度泥浆性能,结果如表1所示。
表1 降滤失剂在高密度泥浆中的效果对比
注:基浆=活性土量为7%的原浆+FA367(1/80)160mL+xy-27(1/40)120mL+重粉1400g;表中各配方的测试条件为:先在100℃下热滚16小时,然后在45℃下进行性能测试。
2、考察上述实施例1和对比例1~2中所得沥青基钻井液用降滤失剂在受石膏污染泥浆中的性能,结果如表2所示。
表2 降滤失剂在受石膏污染泥浆中的效果对比
注:基浆=活性土量为4.2%的原浆+FA3670.2%+xy-270.4%+石粉200%+RSTF3%+LVCMC1%+石灰0.4%;表中各配方的测试条件为:先在100℃下热滚16小时,然后在45℃下进行性能测试。
3、考察上述实施例1和对比例1~2中所得沥青基钻井液用降滤失剂在盐污染泥浆中的性能,结果如表3所示。
表3 降滤失剂在盐污染泥浆中的效果对比
虽然结合实施例对本发明的具体实施方式进行了详细地描述,但不应理解为对本专利的保护范围的限定。在权利要求书所描述的范围内,本领域技术人员不经创造性劳动即可作出的各种修改和变形仍属本专利的保护范围。
Claims (6)
1.一种沥青基钻井液用降滤失剂,其特征在于,包括以下质量份的组分:
改性沥青80~100份,白油35~50份,改性木质素20~30份和聚丙烯酰胺10~30份;
所述改性沥青经过以下步骤制得:
S1:将多羟基化合物配制成溶液,并向所得溶液中加入表面活性剂和乳化剂,得改性液;所述多羟基化合物为甘油、季戊四醇、山梨醇和木糖醇中的至少一种;所述改性液中多羟基化合物的浓度为10~15wt%;所述表面活性剂、乳化剂与多羟基化合物的质量之比为0.1~0.3:0.3~0.5:1;
S2:将沥青加热至熔融状态,然后在剪切条件下将改性液混入熔融沥青中,加料完毕后继续剪切20~30min,得基料;
S3:将基料在70~80℃下加热至重量不再变化,即得;
所述改性木质素经过以下步骤制得:
(1)将木质素溶于溶剂中,得木质素溶液;
(2)将木质素溶液与氰基酸混合,然后向混合物中加HPW/SiO2催化剂,于85~110℃下反应10~15h;所述氰基酸为氰乙酸、3-氰基丙酸或4-氰基丁酸;所述氰基酸与木质素的摩尔比为2~3:1;
(3)用碱液将反应后物料的pH调节至8~10,再过滤、清洗、干燥,即得。
2.根据权利要求1所述的沥青基钻井液用降滤失剂,其特征在于,包括以下质量份的组分:
改性沥青90份,白油45份,改性木质素25份和聚丙烯酰胺20份。
3.根据权利要求1所述的沥青基钻井液用降滤失剂,其特征在于:所述表面活性剂为聚乙二醇或聚氧乙烯-21硬脂醇醚;所述乳化剂为十二烷基二甲基氯化铵或十六烷基三甲基溴化铵。
4.根据权利要求1所述的沥青基钻井液用降滤失剂,其特征在于:S2中剪切速率为600~800r/min。
5.根据权利要求1所述的沥青基钻井液用降滤失剂,其特征在于:步骤(1)中所述溶剂为丙酮、四氢呋喃、N,N-二甲基甲酰胺或二甲亚砜;步骤(3)中所述碱液为浓度为0.5~1mol/L的氢氧化钠溶液。
6.权利要求1~5任一项所述的沥青基钻井液用降滤失剂的制备方法,其特征在于,包括以下步骤:
(1)将改性沥青和白油加入到反应釜中,于100~110℃下搅拌反应45~60min,得基料;
(2)将聚丙烯酰胺加入到基料中,并升温至115~125℃,继续搅拌反应30~45min;
(3)将反应后的物料降温至70~80℃,然后加入改性木质素,保温搅拌15~30min,再降温至室温,即得。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202410196705.9A CN117757445B (zh) | 2024-02-22 | 2024-02-22 | 一种沥青基钻井液用降滤失剂及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202410196705.9A CN117757445B (zh) | 2024-02-22 | 2024-02-22 | 一种沥青基钻井液用降滤失剂及其制备方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN117757445A CN117757445A (zh) | 2024-03-26 |
CN117757445B true CN117757445B (zh) | 2024-04-30 |
Family
ID=90316800
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202410196705.9A Active CN117757445B (zh) | 2024-02-22 | 2024-02-22 | 一种沥青基钻井液用降滤失剂及其制备方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN117757445B (zh) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2010123968A (ru) * | 2010-06-11 | 2011-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" (RU) | Буровой раствор на углеводородной основе |
CN105586021A (zh) * | 2014-10-22 | 2016-05-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种高性能油包水基钻井液及其制备方法 |
CN111876139A (zh) * | 2020-08-06 | 2020-11-03 | 安徽陆海石油助剂科技有限公司 | 油基钻井液用降滤失剂氧化沥青 |
CN114106792A (zh) * | 2020-08-31 | 2022-03-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种改性木质素降滤失剂及其制备方法 |
CN114591719A (zh) * | 2022-04-18 | 2022-06-07 | 安徽陆海石油助剂科技有限公司 | 一种油基钻井液用降滤失剂 |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2017088892A1 (en) * | 2015-11-24 | 2017-06-01 | Inbicon A/S | Bitumen compositions comprising lignin |
-
2024
- 2024-02-22 CN CN202410196705.9A patent/CN117757445B/zh active Active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2010123968A (ru) * | 2010-06-11 | 2011-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" (RU) | Буровой раствор на углеводородной основе |
CN105586021A (zh) * | 2014-10-22 | 2016-05-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种高性能油包水基钻井液及其制备方法 |
CN111876139A (zh) * | 2020-08-06 | 2020-11-03 | 安徽陆海石油助剂科技有限公司 | 油基钻井液用降滤失剂氧化沥青 |
CN114106792A (zh) * | 2020-08-31 | 2022-03-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种改性木质素降滤失剂及其制备方法 |
CN114591719A (zh) * | 2022-04-18 | 2022-06-07 | 安徽陆海石油助剂科技有限公司 | 一种油基钻井液用降滤失剂 |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
"双保"型改性天然高分子基钻井液技术;史鸿祥;杜晓勇;商勇;张民立;钻井液与完井液;20041231(006);全文 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN117757445A (zh) | 2024-03-26 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA1150244A (en) | Oil well cementing process and composition | |
US5168928A (en) | Preparation and use of gelable silicate solutions in oil field applications | |
USRE31190E (en) | Oil well cementing process | |
WO2022268087A1 (zh) | 一种抗高温二氧化硅接枝叔胺纳米封堵剂及水基钻井液 | |
CA2687235C (en) | Oil-well cement fluid loss additive composition | |
US4321968A (en) | Methods of using aqueous gels | |
CN111793483B (zh) | 一种环保防塌封堵钻井液及其制备方法和应用 | |
CN103113862B (zh) | 两性离子聚磺超高温钻井液 | |
CN106634875A (zh) | 一种钻井液用降滤失剂及其制备方法 | |
CN109679597B (zh) | 一种封堵成膜强抑制钻井液及制备方法 | |
CN117757445B (zh) | 一种沥青基钻井液用降滤失剂及其制备方法 | |
US7323434B2 (en) | Electropositive production well treating fluid and method of preparing the same | |
CN114774091B (zh) | 一种抗高温聚合物钻井液 | |
US4451389A (en) | Aqueous gels | |
CN111848097A (zh) | 油基钻井液用高温高密度泥浆体系 | |
EP3914665A1 (en) | Method and materials to convert a drilling mud into a solid gel based lost circulation material | |
CN115093837A (zh) | 一种固壁剂及其制备方法和应用 | |
CN111057526A (zh) | 一种环保防塌钻井液及其制备方法 | |
CN111171796B (zh) | 一种环保型抗高温耐盐钙改性天然高分子降滤失剂 | |
USRE31127E (en) | Oil well cementing process | |
CN105647493B (zh) | 一种强抑制强封堵钻井液及其制备方法 | |
CN115680526B (zh) | 一种使用低密度加重剂进行钻井液加重的方法 | |
CN110713822A (zh) | 一种高温高密度油基钻井液 | |
CN117701255B (zh) | 一种钻井液降温用相变胶囊及其制备方法与应用 | |
CN115216279A (zh) | 一种中深层钻井用钻井液体系及其制备方法 |
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 |