CN103146361B - 一种环保型油基钻井液增粘剂及其制备方法 - Google Patents
一种环保型油基钻井液增粘剂及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103146361B CN103146361B CN201310056585.4A CN201310056585A CN103146361B CN 103146361 B CN103146361 B CN 103146361B CN 201310056585 A CN201310056585 A CN 201310056585A CN 103146361 B CN103146361 B CN 103146361B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- drilling fluid
- tackifier
- water
- environment
- 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
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 167
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 163
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 154
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 43
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 17
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 14
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000002199 base oil Substances 0.000 claims abstract description 9
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims description 146
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 24
- 238000013019 agitation Methods 0.000 claims description 23
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 15
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 13
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 13
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 10
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 9
- NWGKJDSIEKMTRX-MDZDMXLPSA-N Sorbitan oleate Chemical compound CCCCCCCC\C=C\CCCCCCCC(=O)OCC(O)C1OCC(O)C1O NWGKJDSIEKMTRX-MDZDMXLPSA-N 0.000 claims description 7
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000004160 Ammonium persulphate Substances 0.000 claims description 3
- 229920001214 Polysorbate 60 Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004159 Potassium persulphate Substances 0.000 claims description 3
- DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M Sodium bisulfite Chemical compound [Na+].OS([O-])=O DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 235000019395 ammonium persulphate Nutrition 0.000 claims description 3
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 3
- 235000003891 ferrous sulphate Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000011790 ferrous sulphate Substances 0.000 claims description 3
- BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate (anhydrous) Chemical compound [Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 229910000359 iron(II) sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- HQVFKSDWNYVAQD-UHFFFAOYSA-N n-hydroxyprop-2-enamide Chemical compound ONC(=O)C=C HQVFKSDWNYVAQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000001818 polyoxyethylene sorbitan monostearate Substances 0.000 claims description 3
- 235000010989 polyoxyethylene sorbitan monostearate Nutrition 0.000 claims description 3
- 229940113124 polysorbate 60 Drugs 0.000 claims description 3
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 claims description 3
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 claims description 3
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 claims description 3
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 235000019394 potassium persulphate Nutrition 0.000 claims description 3
- VVWRJUBEIPHGQF-UHFFFAOYSA-N propan-2-yl n-propan-2-yloxycarbonyliminocarbamate Chemical compound CC(C)OC(=O)N=NC(=O)OC(C)C VVWRJUBEIPHGQF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N pyrrolidin-2-one Chemical compound O=C1CCCN1 HNJBEVLQSNELDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920002545 silicone oil Polymers 0.000 claims description 3
- 235000010267 sodium hydrogen sulphite Nutrition 0.000 claims description 3
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 1-(2-methyl-5-propan-2-ylcyclohex-2-en-1-yl)propan-1-one Chemical compound CCC(=O)C1CC(C(C)C)CC=C1C DZSVIVLGBJKQAP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- HVUMOYIDDBPOLL-UHFFFAOYSA-N 2-(3,4-Dihydroxyoxolan-2-yl)-2-hydroxyethyl octadecanoate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OCC(O)C1OCC(O)C1O HVUMOYIDDBPOLL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- CCJAYIGMMRQRAO-UHFFFAOYSA-N 2-[4-[(2-hydroxyphenyl)methylideneamino]butyliminomethyl]phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1C=NCCCCN=CC1=CC=CC=C1O CCJAYIGMMRQRAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- WQPMYSHJKXVTME-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxypropane-1-sulfonic acid Chemical compound OCCCS(O)(=O)=O WQPMYSHJKXVTME-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N N-Methylpyrrolidone Chemical compound CN1CCCC1=O SECXISVLQFMRJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 210000000582 semen Anatomy 0.000 claims description 2
- 239000003549 soybean oil Substances 0.000 claims description 2
- 235000012424 soybean oil Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 abstract description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 abstract description 3
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000012688 inverse emulsion polymerization Methods 0.000 abstract description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 abstract 1
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 11
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 11
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 11
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 description 10
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 10
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 6
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 6
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 4
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 4
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 3
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007059 acute toxicity Effects 0.000 description 2
- 231100000403 acute toxicity Toxicity 0.000 description 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 2
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 231100000004 severe toxicity Toxicity 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 1
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 description 1
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 229910052785 arsenic Inorganic materials 0.000 description 1
- RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N arsenic atom Chemical compound [As] RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012496 blank sample Substances 0.000 description 1
- 229910052793 cadmium Inorganic materials 0.000 description 1
- BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N cadmium atom Chemical compound [Cd] BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000001925 catabolic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009918 complex formation Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000002920 hazardous waste Substances 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 239000006166 lysate Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000918 plasma mass spectrometry Methods 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
本发明涉及一种环保型油基钻井液增粘剂及其制备方法。以重量份计,该环保型油基钻井液增粘剂的原料组成包括:水10-50份、非离子单体3.0-7.5份、阴离子单体6.0-18.0份、水溶性单体0.2-1.5份、氧化剂0.05-0.25份、基础油2.0-10.0份、乳化剂1.25-4.25份、还原剂0.05-0.25份。该环保型油基钻井液增粘剂的制备方法采用反相乳液聚合,通过非离子单体、阴离子单体与水溶性单体在油相溶液中反应,在氧化剂和还原剂的引发下进行聚合,再将聚合物乳液经提纯和干燥,得到该环保型油基钻井液增粘剂。本发明的环保型油基钻井液增粘剂,有利于降低油基钻井液的配制成本和提高其环保性能。
Description
技术领域
本发明涉及一种环保型油基钻井液增粘剂及其制备方法,属于石油开采技术领域。
背景技术
油基钻井液是一种以油作为连续相的钻井液,分为油包水型油基钻井液和全油基钻井液两种类型,其主要由基础油、有机土、乳化剂、润湿剂、增粘剂及加重剂等组成。油基钻井液具有良好的抑制性、抗温性和稳定性,能够较好地满足复杂地层钻井、取心作业以及欠平衡钻井、大长度水平井等特殊情况的需要,可为油气田的安全高效开发提供可靠的技术保障。
油基钻井液增粘剂是油基钻井液的重要组成成分,其主要作用是提高油基钻井液的粘度和切力,保证油基钻井液具有良好的悬浮、携岩及降失水性能。
目前,国内外对钻井液增粘剂研究主要集中在水基钻井液增粘剂领域,已开发出了HV-CMC、PAC、HEC、GEL-30及生物聚合物XC等水基钻井液增粘剂,较好地满足了水基钻井液对增粘剂的需求。但在油基钻井液增粘剂的技术领域,目前的研究主要存在以下技术问题:其一、水基钻井液增粘剂不适用于油基钻井液。HV-CMC、PAC、生物聚合物XC等水基钻井液增粘剂,其在水中可有效伸展,充分溶解,从而提高钻井液的粘度和切力,但在油基钻井液中,特别是全油基钻井液中,由于全油基钻井液不含水,这些水基钻井液增粘剂聚合物分子无法伸展,因而无法起到增粘提切的作用。其二、缺少有效的油基钻井液增粘剂。油基钻井液的增粘,目前主要依靠有机土、油基钻井液降滤失剂聚合物等材料的附带增粘作用来实现,缺少有效的油基钻井液增粘剂,有时为达到要求的钻井液粘度和切力,会增大有机土、油基钻井液降滤失剂聚合物等材料的加量,导致油基钻井液配制成本增加。其三、油基钻井液的环保性有待改进。环保性能也是油基钻井液在使用过程中被关注的重要方面之一,目前的油基钻井液的环保性存在较大的改进空间,研发和使用环保型的油基钻井液材料,如环保型油基钻井液增粘剂,将有利于提高油基钻井液的环保性能。
综上所述,研发出一种能够解决增粘剂对油基钻井液适用性问题,达到油基钻井液增粘提切的效果,同时还可进一步改进油基钻井液环保性能的油基钻井液增粘剂,仍是本领域亟待解决的问题之一。
发明内容
为解决上述技术问题,本发明的目的在于提供一种环保型油基钻井液增粘剂及其制备方法。该环保型油基钻井液增粘剂能够弥补水基钻井液增粘剂不适用于油基钻井液的不足,有利于降低油基钻井液体系的配制成本和提高油基钻井液整体的环保性能,对于油基钻井液性能提高和使用发挥重要作用。
为达上述目的,本发明提供一种环保型油基钻井液增粘剂,以重量份计,其原料组成包括:水10-50份、非离子单体3.0-7.5份、阴离子单体6.0-18.0份、水溶性单体0.2-1.5份、氧化剂0.05-0.25份、基础油2.0-10.0份、乳化剂1.25-4.25份、还原剂0.05-0.25份。
在上述的环保型油基钻井液增粘剂中,优选地,所述非离子单体包括N,N′-亚甲基双丙烯酰胺、N-羟甲基丙烯酰胺、N-羟基丙烯酰胺和甲基丙烯酰胺等中的一种或几种的组合。当采用上述几种非离子单体的组合时,其可以任意比例混合。
在上述的环保型油基钻井液增粘剂中,优选地,所述阴离子单体包括2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、3-吗啉丙磺酸和3-羟基-1-丙磺酸等中的一种或几种的组合。当采用上述几种阴离子单体的组合时,其可以任意比例混合。
在上述的环保型油基钻井液增粘剂中,优选地,所述水溶性单体包括聚乙烯吡咯烷酮、N-乙烯基吡咯烷酮、N-甲基吡咯烷酮和α-吡咯烷酮等中的一种或几种的组合。当采用上述几种水溶性单体的组合时,其可以任意比例混合。
在上述的环保型油基钻井液增粘剂中,优选地,所述氧化剂包括偶氮二异丁酸二甲酯、过硫酸钾、偶氮二异丁腈和过硫酸铵等中的一种或几种的组合。当采用上述几种氧化剂的组合时,其可以任意比例混合。
在上述的环保型油基钻井液增粘剂中,优选地,所述基础油包括二甲基硅油、白油、大豆油和玉米油等中的一种或几种的组合。当采用上述几种基础油的组合时,其可以任意比例混合。
在上述的环保型油基钻井液增粘剂中,优选地,所述乳化剂包括司盘80、司盘60、吐温20、吐温60、乳化剂OP-10和乳化剂TX-100等中的一种或几种的组合。当采用上述几种乳化剂的组合时,其可以任意比例混合。
在上述的环保型油基钻井液增粘剂中,优选地,所述还原剂包括硫酸亚铁、亚硫酸钠和亚硫酸氢钠等中的一种或几种的组合。当采用上述几种还原剂的组合时,其可以任意比例混合。
本发明还提供一种上述的环保型油基钻井液增粘剂的制备方法,其包括以下步骤:
在搅拌条件下,将非离子单体、阴离子单体、水溶性单体和氧化剂依次溶解于水中,形成水相溶液;
在搅拌条件下,将乳化剂溶解于基础油中,形成油相溶液;
在搅拌条件下,将所述水相溶液滴加到所述油相溶液中,然后加入还原剂,搅拌均匀后,形成混合溶液;
使所述混合溶液在50-80℃水浴、搅拌条件下进行聚合反应4-8h,得到聚合物乳液;
使所述聚合物乳液进行提纯、干燥后,得到所述的环保型油基钻井液增粘剂。
在上述制备方法中,优选地,将非离子单体、阴离子单体、水溶性单体和氧化剂依次溶解于水中的步骤的具体操作方法是:将非离子单体加入到水中并搅拌使其充分溶解后,再加入阴离子单体并搅拌使其充分溶解,然后加入水溶性单体并搅拌使其充分溶解,最后加入氧化剂并搅拌使其充分溶解。
在上述制备方法中,在反应能够顺利进行的前提下,本领域一般技术人员可以对于上述各步骤中搅拌的速度进行调节;优选地,搅拌速度为2000-5000r/min。需说明的是,上述制备方法中各步骤的搅拌速度可以相同,也可以不同。此外,在上述制备方法中,可以使用丙酮对所述聚合物乳液进行提纯,其操作方法为本领域的常规提纯操作方法,而且本领域一般技术人员能够视具体情况,对该丙酮的用量进行调控;优选地,以重量份计,丙酮的用量为10-30份(以非离子单体的用量3.0-7.5份为基准)。上述制备方法中干燥的温度和时间可以为常规的干燥温度和时间;优选地,干燥温度为80-90℃,干燥时间为5-6h。
本发明的制备方法采用反相乳液聚合,通过非离子单体、阴离子单体与水溶性单体在油相溶液中反应,在氧化剂和还原剂的引发条件下,进行聚合反应,然后将得到的聚合物乳液经提纯和干燥后,制得本发明的环保型油基钻井液增粘剂。
本发明的环保型油基钻井液增粘剂适合于石油勘探开发钻井作业时采用的油包水型油基钻井液及全油基钻井液体系的增粘和提切,其具有以下优点:其一,本发明的环保型油基钻井液增粘剂在油基钻井液中表现良好的增粘和提切效果。在油相中,本发明的增粘剂中的聚合物分子可有效伸展,充分溶解,从而起到增粘提切的作用。根据本发明的具体实施方式,相较于未加入增粘剂的油基钻井液,加入本发明增粘剂的油基钻井液的表观粘度(AV)、塑性粘度(PV)及动切力(YP)分别提高到2.0倍、2.2倍和1.4倍以上。其二,本发明的环保型油基钻井液增粘剂降低了油基钻井液配制成本。采用本发明的增粘剂加入到油基钻井液中,克服了油基钻井液依靠增大有机土、油基钻井液降滤失剂聚合物等材料加料量而提高油基钻井液粘度和切力的不足。根据本发明的具体实施方式,相较于未加入增粘剂的油基钻井液,加入本发明增粘剂的油基钻井液配制成本降低12%以上。其三,本发明的环保型油基钻井液增粘剂提高了油基钻井液体系的环保性能。本发明的增粘剂加入到油基钻井液后,降低了有机土、降滤失剂等材料的使用,提高了油基钻井液整体的环保性能。根据本发明的具体实施方式,相较于未加入增粘剂的油基钻井液,加入本发明增粘剂的油基钻井液体系的急性生物毒性EC50值提高1.2倍以上。
本发明的环保型油基钻井液增粘剂及其制备方法,弥补了水基钻井液增粘剂不适用于油基钻井液的不足,有利于降低油基钻井液体系的配制成本和提高油基钻井液整体的环保性能,对于油基钻井液性能提高和使用发挥重要作用,从而能够满足油基钻井液钻井和保护环境的需要。
具体实施方式
下面结合实施例,对本发明的技术方案及技术效果做进一步的详细说明,但不能理解为对本发明可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供一种环保型油基钻井液增粘剂,其制备方法包括以下步骤:
在搅拌条件下,将3.0g N,N′-亚甲基双丙烯酰胺加入到30mL水中,充分溶解后;加入6.0g2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸,继续搅拌使其充分溶解后;加入0.2g聚乙烯吡咯烷酮,继续搅拌使其充分溶解后;加入0.05g过硫酸钾,继续搅拌使其充分溶解后,形成水相溶液;
在搅拌条件下,将1.25g司盘80溶解于2.0mL二甲基硅油中,形成油相溶液;
在搅拌条件下,将所述水相溶液通过分液漏斗缓慢滴加到所述油相溶液中,然后加入0.05g硫酸亚铁,搅拌均匀后,形成混合溶液;
使所述混合溶液在50℃水浴、搅拌条件下进行聚合反应4h,得到聚合物乳液;
在所述聚合物乳液中加入丙酮进行提纯,再经干燥箱在80-85℃条件下,干燥5h,得到所述的环保型油基钻井液增粘剂。
实施例2
本实施例提供一种环保型油基钻井液增粘剂,其制备方法包括以下步骤:
在搅拌条件下,将6.0g甲基丙烯酰胺加入到40mL水中,充分溶解后;加入12.0g3-吗啉丙磺酸,继续搅拌使其充分溶解后;加入0.8g N-乙烯基吡咯烷酮,继续搅拌使其充分溶解后;加入0.15g过硫酸铵,继续搅拌使其充分溶解后,形成水相溶液;
在搅拌条件下,将2.75g吐温60溶解于6.0mL白油中,形成油相溶液;
在搅拌条件下,将所述水相溶液通过分液漏斗缓慢滴加到所述油相溶液中,然后加入0.15g亚硫酸钠,搅拌均匀后,形成混合溶液;
使所述混合溶液在70℃水浴、搅拌条件下进行聚合反应6h,得到聚合物乳液;
在所述聚合物乳液中加入丙酮进行提纯,再经干燥箱在80-85℃条件下,干燥5h,得到所述的环保型油基钻井液增粘剂。
实施例3
本实施例提供一种环保型油基钻井液增粘剂,其制备方法包括以下步骤:
在搅拌条件下,将7.5g N-羟基丙烯酰胺加入到50mL水中,充分溶解后;加入18.0g3-羟基-1-丙磺酸,继续搅拌使其充分溶解后;加入1.5gα-吡咯烷酮,继续搅拌使其充分溶解后;加入0.25g偶氮二异丁腈,继续搅拌使其充分溶解后,形成水相溶液;
在搅拌条件下,将4.25g乳化剂TX-100溶解于10.0mL玉米油中,形成油相溶液;
在搅拌条件下,将所述水相溶液通过分液漏斗缓慢滴加到所述油相溶液中,然后加入0.25g亚硫酸氢钠,搅拌均匀后,形成混合溶液;
使所述混合溶液在80℃水浴、搅拌条件下进行聚合反应8h,得到聚合物乳液;
在所述聚合物乳液中加入丙酮进行提纯,再经干燥箱在85-90℃条件下,干燥6h,得到所述的环保型油基钻井液增粘剂。
性能评价
1、增粘性能评价
(1)油基钻井液的配制
按照以下原料组成及方法制备油基钻井液1#。油基钻井液1#的原料组成包括:柴油300mL、有机土OCMA3%(山东华潍膨润土有限公司生产)、司盘802%、吐温200.6%、水100mL、CaO2.0%、降滤失剂JS-13.0%(石家庄华信泥浆助剂有限公司生产)、质量浓度26%的CaCl2溶液100mL,其中,原料的百分含量是以所述油基钻井液1#的总重量为基准进行计算的。油基钻井液1#的制备方法包括以下步骤:在搅拌条件下,将上述的各原料在钻井液配制容器中混合,持续搅拌8h以上,然后封闭静置16h,得到所述油基钻井液1#。
取4份配制好的油基钻井液1#,每份400mL,其中1份为空白对照样,在搅拌条件下,向另外3份油基钻井液中分别加入0.5%实施例1-3的环保型油基钻井液增粘剂(以400mL油基钻井液1#的总重量为基准),充分溶解后,分别制备得到油基钻井液2#(含有0.5%实施例1产品)、油基钻井液3#(含有0.5%实施例2产品)和油基钻井液4#(含有0.5%实施例3产品)。
(2)油基钻井液中增粘性能评价
按GB/T16783.1-2006的规定在六速旋转粘度计上分别测定油基钻井液1#、油基钻井液2#、油基钻井液3#和油基钻井液4#的φ600、φ300、φ200、φ100、φ6、φ3的粘度,然后计算表观粘度、塑性粘度、动切力及10s、10min的静切力。并且采用中压滤失仪SD-6(青岛海通达专用仪器有限公司生产)分别测定油基钻井液1#、油基钻井液2#、油基钻井液3#和油基钻井液4#的失水量(API.FL),结果如表1所示。
其中,表观粘度、塑性粘度、动切力和静切力的计算公式如下所述:
AV=0.50×φ600
PV=φ600-φ300
YP=0.51×(φ300-PV)
G10S(或G10min)=R3/2
式中:AV——表观粘度,mPa·s;
PV——塑性粘度,mPa·s;
YP——动切力,Pa;
φ600、φ300、φ3——600r/min,300r/min,3r/min时的稳定读值,mPa·s;
G10S、G10min——10s、10min的静切力,Pa;
R3——静止10s或10min时的3r/min最大读值,mPa·s。
表1增粘性能评价结果
由表1数据可以得知,与不含有实施例的增粘剂的油基钻井液相比,含有实施例1的增粘剂的油基钻井液2#的AV、PV、YP分别提高到原来的2.18、2.38和1.67倍;含有实施例2的增粘剂的油基钻井液3#的AV、PV、YP分别提高到原来的2.45、2.63和2.00倍;含有实施例3的增粘剂的油基钻井液4#的AV、PV、YP分别提高到原来的2.03、2.25和1.44倍。
2、重金属含量评价
依照GB5085.3-2007《危险废物鉴别标准浸出毒性鉴别》中的方法,分别对实施例1-3的环保型油基钻井液增粘剂进行盐酸或硝酸酸溶预处理,将制备得到的溶解液按相应重金属元素测定方法,采用原子荧光仪、等离子质谱仪等进行测定,其测定结果如表2所示。
表2重金属含量评价结果(单位:mg/kg)
样品 | 总镉(Cd) | 总汞(Hg) | 总铅(Pb) | 总铬(Cr) | 总砷(As) |
实施例1 | 未检出 | 0.156 | 0.205 | 31.2 | <0.10 |
实施例2 | 未检出 | 0.173 | 0.218 | 22.4 | <0.10 |
实施例3 | 未检出 | 0.160 | 0.241 | 30.9 | <0.10 |
标准 | ≤20 | ≤15 | ≤1000 | ≤1000 | ≤75 |
表2中所述的标准是指GB4284-84《农用污泥中污染物控制标准》。由表2数据可以得知,实施例1-3的环保型油基钻井液增粘剂的重金属含量极低,达到了环保、无污染的水平。
3、急性生物毒性评价
分别在98mL蒸馏水(一级)中加入2.0g实施例1-3的环保型油基钻井液增粘剂,配制得到2%的增粘剂水溶液,然后按照GB/T15441-1995《水质急性毒性的测定发光细菌法》中的方法测定实施例1-3的增粘剂水溶液的急性生物毒性EC50值,结果如表3所示。
表32wt%增粘剂水溶液的急性生物毒性评价结果
样品 | 测试浓度(wt%) | EC50(mg/L) | 毒性分级 |
实施例1 | 2.0 | 53100 | 无毒 |
实施例2 | 2.0 | 50200 | 无毒 |
实施例3 | 2.0 | 51600 | 无毒 |
美国环保署(EPA)急性生物毒性EC50分级标准如下:剧毒≤1mg/L;重毒1-100mg/L;中毒100-1000mg/L;微毒1000-10000mg/L;实际无毒≥10000mg/L;排放标准≥30000mg/L。由此可以得知实施例1-3的增粘剂水溶液达到无毒等级,可以直接排放,安全、环保。
4、油基钻井液的急性生物毒性评价
按照以下原料组成及“增粘性能评价”中的方法制备油基钻井液2’#、油基钻井液3’#和油基钻井液4’#。
油基钻井液2’#的原料组成包括:柴油300mL、有机土OCMA1%(山东华潍膨润土有限公司生产)、司盘802%、吐温200.6%、0.5%实施例1的环保型油基钻井液增粘剂、水100mL、CaO2.0%、降滤失剂JS-12.0%(石家庄华信泥浆助剂有限公司生产)、质量浓度26%的CaCl2溶液100mL,其中,原料的百分含量是以所述油基钻井液2’#的总重量为基准进行计算的。
油基钻井液3’#的原料组成包括:柴油300mL、有机土OCMA1%(山东华潍膨润土有限公司生产)、司盘802%、吐温200.6%、0.5%实施例2的环保型油基钻井液增粘剂、水100mL、CaO2.0%、降滤失剂JS-12.0%(石家庄华信泥浆助剂有限公司生产)、质量浓度26%的CaCl2溶液100mL,其中,原料的百分含量是以所述油基钻井液3’#的总重量为基准进行计算的。
油基钻井液4’#的原料组成包括:柴油300mL、有机土OCMA1%(山东华潍膨润土有限公司生产)、司盘802%、吐温200.6%、0.5%实施例3的环保型油基钻井液增粘剂、水100mL、CaO2.0%、降滤失剂JS-12.0%(石家庄华信泥浆助剂有限公司生产)、质量浓度26%的CaCl2溶液100mL,其中,原料的百分含量是以所述油基钻井液4’#的总重量为基准进行计算的。
分别取2.0mL油基钻井液1#、油基钻井液2’#、油基钻井液3’#和油基钻井液4’#,然后按照GB/T15441-1995《水质急性毒性的测定发光细菌法》中的方法测定油基钻井液1#、油基钻井液2’#、油基钻井液3’#和油基钻井液4’#的急性生物毒性EC50值,结果如表4所示。
表4油基钻井液的急性生物毒性评价结果与配制成本
样品 | 测试浓度(%) | EC50(mg/L) | 配制成本(元/m3) |
油基钻井液1# | 100 | 3670 | 8300 |
油基钻井液2’# | 100 | 8200 | 7100 |
油基钻井液3’# | 100 | 9100 | 7000 |
油基钻井液4’# | 100 | 8500 | 7300 |
美国环保署(EPA)急性生物毒性EC50分级标准如下:剧毒≤1mg/L;重毒1-100mg/L;中毒100-1000mg/L;微毒1000-10000mg/L;实际无毒≥10000mg/L;排放标准≥30000mg/L。由表4可以得知实施例1-3的增粘剂改善了油基钻井液的急性生物毒性问题,提高了油基钻井液整体的环保性能;并且降低了油基钻井液体系的配制成本。
Claims (3)
1.一种环保型油基钻井液增粘剂,以重量份计,其原料组成包括:水10-50份、非离子单体3.0-7.5份、阴离子单体6.0-18.0份、水溶性单体0.2-1.5份、氧化剂0.05-0.25份、基础油2.0-10.0份、乳化剂1.25-4.25份、还原剂0.05-0.25份;
其中,所述非离子单体包括N,N'-亚甲基双丙烯酰胺、N-羟甲基丙烯酰胺、N-羟基丙烯酰胺和甲基丙烯酰胺中的一种或几种的组合;
所述阴离子单体包括2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、3-吗啉丙磺酸和3-羟基-1-丙磺酸中的一种或几种的组合;
所述水溶性单体包括聚乙烯吡咯烷酮、N-乙烯基吡咯烷酮、N-甲基吡咯烷酮和α-吡咯烷酮中的一种或几种的组合;
所述氧化剂包括偶氮二异丁酸二甲酯、过硫酸钾、偶氮二异丁腈和过硫酸铵中的一种或几种的组合;
所述基础油包括二甲基硅油、白油、大豆油和玉米油中的一种或几种的组合;
所述乳化剂包括司盘80、司盘60、吐温20、吐温60、乳化剂OP-10和乳化剂TX-100中的一种或几种的组合;
所述还原剂包括硫酸亚铁、亚硫酸钠和亚硫酸氢钠中的一种或几种的组合。
2.一种权利要求1所述的环保型油基钻井液增粘剂的制备方法,其包括以下步骤:在搅拌条件下,将非离子单体、阴离子单体、水溶性单体和氧化剂依次溶解于水中,形成水相溶液;
在搅拌条件下,将乳化剂溶解于基础油中,形成油相溶液;
在搅拌条件下,将所述水相溶液滴加到所述油相溶液中,然后加入还原剂,搅拌均匀后,形成混合溶液;
使所述混合溶液在50-80℃水浴、搅拌条件下进行聚合反应4-8h,得到聚合物乳液;
使所述聚合物乳液进行提纯、干燥后,得到所述的环保型油基钻井液增粘剂。
3.根据权利要求2所述的制备方法,其中,将非离子单体、阴离子单体、水溶性单体和氧化剂依次溶解于水中的步骤包括:将非离子单体加入到水中并搅拌使其充分溶解后,再加入阴离子单体并搅拌使其充分溶解,然后加入水溶性单体并搅拌使其充分溶解,最后加入氧化剂并搅拌使其充分溶解。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201310056585.4A CN103146361B (zh) | 2013-02-22 | 2013-02-22 | 一种环保型油基钻井液增粘剂及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201310056585.4A CN103146361B (zh) | 2013-02-22 | 2013-02-22 | 一种环保型油基钻井液增粘剂及其制备方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN103146361A CN103146361A (zh) | 2013-06-12 |
CN103146361B true CN103146361B (zh) | 2015-06-03 |
Family
ID=48544691
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201310056585.4A Active CN103146361B (zh) | 2013-02-22 | 2013-02-22 | 一种环保型油基钻井液增粘剂及其制备方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN103146361B (zh) |
Families Citing this family (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104311730B (zh) * | 2014-08-22 | 2017-12-29 | 中国石油化工集团公司 | 一种钻井液用增黏剂及其制备方法 |
CN104710969B (zh) * | 2015-04-03 | 2016-04-20 | 中国石油大学(北京) | 一种油基钻井液增粘剂及其制备方法 |
CN104829781B (zh) * | 2015-04-03 | 2016-05-18 | 蒋官澄 | 一种钻井液用水基增粘提切剂及其制备方法 |
CN105399884A (zh) * | 2015-11-23 | 2016-03-16 | 中国石油天然气集团公司 | 一种钻井井下遇水增稠乳液堵漏剂及其制备方法 |
CN108373914A (zh) * | 2018-01-11 | 2018-08-07 | 燕山大学 | 一种具有自破坏作用的压裂液增稠剂的制备方法 |
CN116410707A (zh) * | 2021-12-30 | 2023-07-11 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种抗高温悬浮稳定剂及由其制备的高稳定性试油完井液 |
CN114634808B (zh) * | 2022-03-24 | 2023-08-22 | 陕西丰登石化有限公司 | 乳液型压裂用稠化剂及其制备方法及应用 |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6187719B1 (en) * | 1998-04-28 | 2001-02-13 | Rheox, Inc. | Less temperature dependent drilling fluids for use in deep water and directional drilling and processes for providing less temperature dependent rheological properties to such drilling fluids |
CN101235283A (zh) * | 2008-03-04 | 2008-08-06 | 湖北大学 | 两性聚丙烯酰胺油田压裂稠化剂制备方法 |
CN101412906A (zh) * | 2008-12-05 | 2009-04-22 | 河南省科学院高新技术研究中心 | 一种酸化压裂稠化剂及其制备方法 |
CN101475797A (zh) * | 2008-12-25 | 2009-07-08 | 中国科学院长春应用化学研究所 | 一种耐温水基压裂液增稠剂及其制备方法 |
RU2391376C1 (ru) * | 2009-07-16 | 2010-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки бурового раствора |
CN102031100A (zh) * | 2009-09-25 | 2011-04-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种耐温抗盐增稠剂及其制备方法 |
CN102464781A (zh) * | 2010-11-05 | 2012-05-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种热增稠三元共聚物及其制法和应用 |
CN102464761A (zh) * | 2010-11-17 | 2012-05-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 油田用磺化耐温抗盐共聚物及其制备方法 |
CN102464782A (zh) * | 2010-11-05 | 2012-05-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 热增稠水溶性三元共聚物及其制法和应用 |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4464508A (en) * | 1982-09-30 | 1984-08-07 | The Dow Chemical Company | Water-in-oil emulsions of water-soluble cationic polymers having improved stability |
-
2013
- 2013-02-22 CN CN201310056585.4A patent/CN103146361B/zh active Active
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6187719B1 (en) * | 1998-04-28 | 2001-02-13 | Rheox, Inc. | Less temperature dependent drilling fluids for use in deep water and directional drilling and processes for providing less temperature dependent rheological properties to such drilling fluids |
CN101235283A (zh) * | 2008-03-04 | 2008-08-06 | 湖北大学 | 两性聚丙烯酰胺油田压裂稠化剂制备方法 |
CN101412906A (zh) * | 2008-12-05 | 2009-04-22 | 河南省科学院高新技术研究中心 | 一种酸化压裂稠化剂及其制备方法 |
CN101475797A (zh) * | 2008-12-25 | 2009-07-08 | 中国科学院长春应用化学研究所 | 一种耐温水基压裂液增稠剂及其制备方法 |
RU2391376C1 (ru) * | 2009-07-16 | 2010-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки бурового раствора |
CN102031100A (zh) * | 2009-09-25 | 2011-04-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种耐温抗盐增稠剂及其制备方法 |
CN102464781A (zh) * | 2010-11-05 | 2012-05-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种热增稠三元共聚物及其制法和应用 |
CN102464782A (zh) * | 2010-11-05 | 2012-05-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 热增稠水溶性三元共聚物及其制法和应用 |
CN102464761A (zh) * | 2010-11-17 | 2012-05-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 油田用磺化耐温抗盐共聚物及其制备方法 |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
钻井液增粘提切剂YF-01的研制;田发国等;《精细石油化工进展》;20090325;第10卷(第03期);4-8 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN103146361A (zh) | 2013-06-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN103146361B (zh) | 一种环保型油基钻井液增粘剂及其制备方法 | |
CN104946216B (zh) | 一种仿生钻井液及其制备方法 | |
CN106675535B (zh) | 一种环保水基钻井液及其制备方法 | |
CN107245329B (zh) | 深井聚磺钻井液及其制备方法 | |
CN103320104B (zh) | 一种油包水型生物柴油基钻井液及其制备方法 | |
CN105199059B (zh) | 一种油田钻井液用无铬降粘剂及其制备方法 | |
CN108774509A (zh) | 一种钻井液用抗温抗盐高温高压降滤失剂及其制备方法 | |
CN110452326B (zh) | 水基钻井液用包被剂及其制备方法 | |
CN103421137A (zh) | 耐高温驱油用聚丙烯酰胺的制备方法 | |
CN101693825A (zh) | 钻井液或完井液用凝胶型提切剂及其制备方法 | |
CN104449601B (zh) | 钻井液用包被抑制剂及其制备方法与应用 | |
CN101942060A (zh) | 一种钻井液用环保型包被剂的制备方法 | |
CN105331352A (zh) | 一种海水基压裂液和海水基压裂液的制备方法 | |
CN111218268B (zh) | 一种致密砂岩储层用滑溜水及其制备方法 | |
CN106634886B (zh) | 钻井液用降粘剂硅氟聚合物及其制备方法 | |
CN109054781A (zh) | 钻井液用稀释剂硅醚聚合物及其制备方法 | |
CN104531102B (zh) | 钻井液用天然高分子降滤失剂及其制备方法与应用 | |
CN107987815A (zh) | 用于油基钻井液的封堵剂及其制备方法 | |
CN109468123A (zh) | 一种钻井液用环保聚合物微纳米材料及其制备方法 | |
CN105086962B (zh) | 一种抑制性强的钻井液及其制备方法与应用 | |
CN113549443B (zh) | 一种生物胶压裂液稠化剂及其制备方法 | |
CN103755869B (zh) | Am/aak/amps三元共聚物和聚合物乳液强包被剂及其制备方法 | |
CN109852355A (zh) | 一种聚合物降滤失剂 | |
CN108727536A (zh) | 一种页岩气藏滑溜水压裂液用聚合物减阻剂及其制备方法 | |
CN114085315A (zh) | 一种耐高温乳液型酸液稠化剂及其制备方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant |