CN101864283B - 一种含胺化合物的水基钻井液组合物 - Google Patents
一种含胺化合物的水基钻井液组合物 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供一种含胺化合物的水基钻井液组合物，包括：基于水相的0.5wt％～5wt％的式I RHN-Y-[OY′]X-NHR′的胺化合物，其中Y、Y’、x、R和R’如说明书中定义；基于水相的0.1wt％～1.0wt％的增粘剂，其选自黄原胶、丙烯酰胺-丙烯酸类共聚物和羟乙基纤维素中的一种或多种；基于水相的0.5wt％～5wt％的降滤失剂，其选自改性褐煤、丙烯酸类聚合物、改性淀粉及改性纤维素中的一种或多种；和基于水相的2wt％～12wt％的一种或多种下述抑制剂：氯化钾、硫酸钾、甲酸钾、甲酸钠、氯化铵和环氧丙基三甲基氯化铵；还可进一步包括包被剂、加重剂、润滑剂和井眼稳定剂等。该水基钻井液组合物对粘土含量较高的泥页岩钻屑具有良好的抑制性能。
Description
技术领域
本发明涉及一种水基钻井液组合物，特别涉及含胺化合物的水基钻井液组合物。
背景技术
油气钻井离不开钻井流体。钻井流体通过井眼循环，携带钻头产生的钻屑，输送钻屑进入环空，同时，钻井流体能冷却和清洁钻头，减少钻柱和井壁间的磨擦。性能良好的钻井流体能形成薄且渗透性低的滤饼，以稳定钻开的地层并阻止液相侵入地层。根据所含的流体介质，钻井流体可分为水基钻井液、油基钻井液及气体钻井流体，其中水基钻井液在实际应用中一直占据着主导地位。
油气钻井过程中，由于泥页岩地层所含粘土比例高，容易水化，给钻井操作带来极大的负面影响，因此，泥页岩是所钻遇的最具挑战性的地层。据统计，世界范围内所钻地层中超过90％为泥页岩地层，钻井过程中约75％的工程问题与泥页岩有关，如钻井过程中常出现井壁失稳、井径扩大、卡钻、扭矩及阻力增大等一系列井下复杂情况。
在泥页岩地层钻井实践中，常在水基钻井液中通过添加盐或有机抑制剂来抑制泥页岩的水化膨胀。其中，添加盐会对粘土起絮凝作用，导致钻井液的滤失量增大，触变性丧失，盐度的增加通常会进一步降低钻井液中其它添加剂的功效；而在钻井液中添加泥页岩有机抑制剂，使得泥页岩有机抑制剂分子吸附在粘土表面，与水分子争夺粘土上的连结部位，从而减少泥页岩的水化膨胀。
抑制性能是泥页岩钻井过程中采用水基钻井液体系必须保证的性能。现有的抑制剂例如氯化钾、硫酸钾、甲酸钾、甲酸钠、氯化铵、磺化沥青、季铵盐类化合物等要达到符合要求的抑制性能，或者所需添加的量大，或者会降低其它处理剂的功效，进而影响钻井液的其它性能，如滤失量增大，触变性丧失等。因此需要开发一种能够克服上述缺陷、性能优良的抑制剂用于水基钻井液体系。
发明内容
本发明的发明人在现有泥页岩抑制剂，特别是氯化铵、四甲基氯化铵、环氧丙基三甲基氯化铵等基础上研发出来一种新型泥页岩抑制剂，即一种下文式I表示的胺化合物，该化合物此前未在钻井液体系中用作泥页岩抑制剂。由此，本发明开发出含有所述胺化合物的水基钻井液组合物。本发明人发现此胺化合物作为泥页岩抑制剂用于水基钻井液中时能够克服前述的缺陷，与现有的抑制剂相比，在水基钻井液组合物中，本发明所述的胺化合物作为泥页岩抑制剂以较小的用量就能起到良好的抑制泥页岩水化的效果，且在提供优良抑制性能的同时，还具有配伍性好、抗温性好、不易分解产生毒性气体的优点，同时还使得本发明的水基钻井液组合物具有组成简单的优点。
本发明的首要目的是提供一种含胺化合物的水基钻井液组合物。
本发明的另一目的是提供一种含胺化合物的水基钻井液组合物的制备方法。
本发明的进一步目的在于提供所述胺化合物在钻井液体系中作为泥页岩抑制剂的用途。
本发明涉及一种含胺化合物的水基钻井液组合物，其包括：
作为泥页岩抑制剂的下式I的胺化合物：
RHN-Y-[OY′]x-NHR′I
其中，Y、Y’分别代表1-6个碳原子的亚烷基，x为1到10的整数，R、R’分别代表2-4个碳原子的羟基烷基，其含量为基于水相的0.5wt％～5wt％，优选为1wt％～3wt％；
增粘剂，其选自黄原胶、丙烯酰胺-丙烯酸类共聚物和羟乙基纤维素中的一种或多种，含量为基于水相的0.1wt％～1.0wt％，优选为0.2wt％～0.5wt％；
降滤失剂，其选自改性褐煤、丙烯酸类聚合物、改性淀粉及改性纤维素中的一种或多种，含量为基于水相的0.5wt％～5wt％，优选为0.5wt％～2wt％，更优选为约1wt％；和
一种或多种下列抑制剂：氯化钾、硫酸钾、甲酸钾、甲酸钠、氯化铵和环氧丙基三甲基氯化铵，其含量为基于水相的2wt％～12wt％。
作为降滤失剂的所述丙烯酸类聚合物是水解聚丙烯腈及其盐类或丙烯酸盐。作为降滤失剂的所述改性淀粉是羧甲基淀粉、羟丙基淀粉或磺乙基淀粉。作为降滤失剂的所述改性纤维素是低粘聚阴离子纤维素、中粘聚阴离子纤维素或羧甲基纤维素钠。
本发明的水基钻井液组合物还可包括包被剂，所述包被剂选自阳离子聚丙烯酰胺或两性离子聚合物FA系列，含量为基于水相的0.05wt％～1wt％。优选地，所述包被剂的含量为基于水相的0.1wt％～0.5wt％。所述包被剂可以是分子量约为100万的阳离子聚丙烯酰胺。
本发明的水基钻井液组合物还可包括加重剂，所述加重剂选自重晶石、赤铁矿、铁氧化物、碳酸钙、碳酸镁、甲酸钠、甲酸钾和甲酸铯中的一种或多种。
本发明的水基钻井液组合物还可包括润滑剂，所述润滑剂选自植物油和表面活性剂。所述植物油为油酸、棉籽油、菜籽油或蓖麻油。所述表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠、山梨糖醇酐单油酸酯或山梨醇酐单月桂酸酯。
本发明的水基钻井液组合物还可包括井眼稳定剂。
在本发明的水基钻井液组合物中，所述水相可以选自淡水、海水和盐水。
本发明还涉及水基钻井液组合物的制备方法，其包括将式I的胺化合物、增粘剂、降滤失剂和选自氯化钾、硫酸钾、甲酸钾、甲酸钠、氯化铵和环氧丙基三甲基氯化铵的一种或多种抑制剂分别按基于水相0.5wt％～5wt％、0.1wt％～1.0wt％、0.5wt％～5wt％和2wt％～12wt％称取，并与所述水相混合均匀，以制得所述水基钻井液组合物。
本发明进一步涉及下式I的胺化合物在钻井液体系中作为泥页岩抑制剂的用途：
RHN-Y-[OY′]x-NHR′I
其中，Y、Y’分别代表1-6个碳原子的亚烷基，x为1到10的整数，R、R’分别代表2-4个碳原子的羟基烷基。
本发明的式I的胺化合物是含有醚键的二元胺类化合物与环氧烷烃反应的产物。式I的化合物可以采用化学合成方法制备，例如通过使含有醚键的二元胺类化合物与环氧烷烃进行反应来制备。其中，含有醚键的二元胺类化合物可以是含有醚键的二元伯胺类化合物，例如二(2-氨基丙基)醚或二(2-氨基丁基)醚等。其中，环氧烷烃可以是低分子量的环氧烷烃，例如环氧乙烷、环氧丙烷、环氧丁烷等。
含有醚键的二元伯胺类化合物与环氧烷烃的反应可以是在密闭耐压的反应釜中，在充分搅拌、密封并控温的条件下，使含有醚键的二元伯胺类化合物例如：
与环氧烷烃例如环氧乙烷、环氧丙烷或环氧丁烷的低分子量环氧烷烃反应。在该反应条件中，所述控温是指控制反应温度为110℃左右，优选80-130℃，最优选85-125℃。
上述二元胺类化合物与环氧烷烃的反应产物胺化合物不经进一步处理而可以直接作为泥页岩抑制剂用于本发明的水基钻井液组合物中。
在本发明提供的水基钻井液组合物中，该胺化合物应维持足够的浓度，以减少泥页岩的表面水化和/或渗透水化，从而抑制泥页岩的水化膨胀。所述水基钻井液体系中的胺化合物的添加量可采用钻井液与所钻泥页岩的试错法确定。
本发明的水基钻井液组合物含有的增粘剂起到增加钻井液粘度的作用。增粘剂可选自黄原胶、丙烯酰胺-丙烯酸类共聚物和羟乙基纤维素中的一种或多种。其中，所述的丙烯酰胺-丙烯酸类共聚物，诸如聚合物增粘剂80A51、丙烯酰胺/丙烯酸/甲基丙烯酸二甲氨基乙酯共聚物等。增粘剂的添加量可以依据钻井液体系的粘度参数来确定。
本发明的水基钻井液组合物含有降滤失剂，其通过在井壁上形成低渗透率、薄而致密的滤饼，起到降低钻井液滤失量的作用。降滤失剂的添加量可以依据钻井液体系所要求的滤失量来确定。
本发明的水基钻井液组合物含有的包被剂可选自阳离子聚丙烯酰胺和两性离子聚合物FA系列，例如分子量在100万左右的阳离子聚丙烯酰胺、两性离子聚合物FA367等。包被剂的添加量可以根据包被剂在体系中的溶解性，以及对粘度的影响来确定。包被剂分子链长，桥联作用好，可在粘土颗粒表面形成多点吸附，从而将粘土颗粒连接在一起，包被钻屑，例如大分子量的聚丙烯酰胺(分子量在100万左右)。带有阳离子基团的包被剂可降低钻屑的负电性，减小粒子间的静电排斥作用，絮凝钻屑，清除无用固相，使更少的钻屑分散到钻井液中，如阳离子聚丙烯酰胺。
在钻井过程中，为防止井涌、井喷，常在钻井液中添加加重剂，以增加钻井液的密度。加重剂的添加量依赖于所钻地层的地层压力，其可以是基于水相的10wt％～50wt％。所添加的加重剂可以以固体颗粒悬浮在溶液中或溶解在水相中，其可选自重晶石、赤铁矿、铁氧化物、碳酸钙、碳酸镁、甲酸钠、甲酸钾和甲酸铯等。
此外，在本发明的水基钻井液组合物中，还可根据具体的钻井条件要求的流变性能及功能来确定钻井液组合物需要添加的其它处理剂，例如润滑剂、成膜剂、井眼稳定剂等。本领域技术人员可以通过本领域已知的常规方法根据实际应用来确定这些处理剂的添加量。例如，可以向水基钻井液中添加润滑剂。润滑剂的添加量可以依据钻井液体系所要求的摩阻系数通过本领域已知的常规方法来确定。
本发明提供的水基钻井液组合物可选择淡水、海水或盐水作为水相，水相的量应足以形成水基钻井液组合物，这个量的范围在接近钻井液组合物体积的100％至不少于30％之间，优选为钻井液体积的90％至40％之间。
根据本发明，胺化合物是一种性能优良、能抑制泥页岩水化膨胀的仲胺化合物，其主要用于抑制钻井过程中钻遇的泥页岩的水化膨胀。该胺化合物除具有优良的抑制性能外，还具有低毒性的优点，并且在实验中还发现其能和其它常规水基钻井液添加剂配伍且不影响其它添加剂的优良性能，以更好地控制粘土和所钻地层的水化膨胀，不出现钻井液流变性能的负面效果。
根据本发明，提供了胺化合物在钻井液中的用途。由于胺化合物泥页岩抑制剂除了具有优良的抑制性能外，其还能和其它常规水基钻井液添加剂配伍且不影响其它添加剂的优良性能，使得其应用前景广阔。在本发明的实施方案中，只要钻井液组合物有抑制性能的要求，就可添加本发明中描述的胺化合物泥页岩抑制剂而成为一种新的钻井液体系组合物。该胺化合物泥页岩抑制剂可应用于钻井或相关施工过程中避免泥页岩水化膨胀的工作液，如地层压裂液、充填液、稳定液及类似工作液。
根据本发明上述内容，本领域技术人员可以对本发明公开的水基钻井液组合物进行改变或变更，以实现类似的效果。应理解，这些改变或变更应包括在本发明的范围内。
胺化合物作为泥页岩抑制剂在水基钻井液体系中的抑制性能的测试
实验材料：
氯化钾(KCl)，分析纯，汕头西陇化工厂；
环氧丙基三甲基氯化铵(小阳离子抑制剂CSW)，河北固安县博力化工有限公司；
胺化合物(按照制备例1制备)；
膨润土(怀安土)。
为评价本钻井液体系中所添加的胺化合物作为泥页岩抑制剂的抑制性能，将其与水基钻井液中常用的抑制剂KCl、小阳离子抑制剂CSW进行抑制性能进行对比。KCl为钻井液体系中常用的无机盐抑制剂，它的抑制作用因粘土成分不同而有所区别，它对蒙脱土的水化有很好的抑制效果，对伊利石几乎没有效果，对高岭土反而会增加其水化膨胀；CSW是一种阳离子型有机化合物，为钻井液体系一种常用的小分子量季铵盐类抑制剂，对泥页岩或粘土具有较好的抑制性能。在实验中，采用蒸馏水将所有抑制剂配制成浓度为2wt％的水溶液，并以蒸馏水为参照，然后添加膨润土，通过测定各体系的流变性能来估算出相应溶液体系膨润土的最大添加量。一般地，体系抑制性能越强，体系的流变性能变化越小，所添加膨润土的量越多。
实验中，将所有体系的pH值调至9，在中等剪切速率下，添加2.5wt％的膨润土，搅拌30分钟后，于70℃下热滚16h，样品冷却后，测试并记录其流变性能。各体系再次添加2.5wt％的膨润土，重复上述实验步骤，直到体系粘度太大无法测出数据为止，测试结果见表1。
表1每次添加膨润土后不同转速下各体系的最大读数(70℃下热滚16h)
注1：-表示超出读数范围；“％”表示重量百分比。
注2：φ600、φ300、φ3分别为六速旋转粘度仪在600、300及3转/分下测得的钻井液体系粘度参数，单位为mPa·s；G10’为钻井液体系10秒钟的静切力参数，单位为mPa·s。
分析表中清水、KCl溶液、CSW溶液及胺化合物溶液等体系的流变性能参数得出，膨润土在清水中很容易吸水膨胀分散，添加12.5％的膨润土后，体系因膨润土分散使得粘度显著增大而无法测出其流变性能参数，而体系中添加KCl、CSW或胺化合物后，体系均对膨润土的分散显示出了不同程度的抑制性能，其中添加胺化合物的溶液体系测得的流变性能参数值小且前后非常接近，表明胺化合物有良好的抑制性能，且在所评价的化合物当中抑制性能最佳。原因可能是胺化合物分子吸附在粘土颗粒表面，与水分子争夺粘土颗粒上的连结部位，从而减少泥页岩的水化膨胀。
胺化合物作为泥页岩抑制剂对泥页岩钻屑的抑制作用
测试不同钻井液体系的钻屑回收率试验中，所用钻屑为玉门油田的长-301井1000～2000米井段的同一批钻屑。钻屑回收率试验前，采用X-射线衍射法(XRD)对试验用钻屑进行矿物组分分析，测试结果见表2。
表2试验用钻屑的矿物组分含量
在300mL不同钻井液中添加选自玉门油田的长-301井同一井段6～10目的试验用钻屑30g，调节钻井液体系的pH值至9左右，并于100℃下热滚16h进行分散试验，热滚后存留的钻屑过40目的筛子，用10％KCl溶液清洗，烘干后称重，得到的重量与起始钻屑重量(30g)比的百分率为相应钻井液体系的钻屑回收率，评价结果见表3。
表3不同钻井液体系的钻屑回收试验
注：各钻井液均采用清水作为水相；“％”表示重量百分比。
分析表中各钻井液测得的钻屑回收率得出，在组成不同的三种钻井液中分别添加1wt％胺化合物后，各钻井液对同一井段钻屑的回收率明显提高，表明添加的胺化合物作为泥页岩抑制剂对粘土含量较高的钻屑具有良好的抑制性能。
胺化合物作为泥页岩抑制剂的配伍性能
进一步按组合物1#、2#、3#、4#配制不同的水基钻井液，并测试各钻井液的流变性能参数，测试结果见表4。
表4胺化合物泥页岩抑制剂对水基钻井液流变参数的影响
注1：各钻井液的组合物与表3相同。
注2：API FL即API滤失量，为钻井液体系在0.69MPa压力下，在30min时间内测得的滤失量。
注3：AV为表观粘度，PV为塑性粘度，单位为mPa·s；YP动切力，单位为Pa。
从表4中各水基钻井液测试的流变性能结果得出，添加与未添加胺化合物的钻井液的流变性能及API滤失量均变化很小，说明水基钻井液中的胺化合物作为泥页岩抑制剂对钻井液的性能影响很小，对其他添加剂的功效几乎没有影响，与钻井液中其它处理剂能很好地配伍。
具体实施方式
现将参考具体的实施例来详细阐明本发明。应理解，本发明的实施例仅仅是说明性的，而不是限制性的。本领域技术人员应理解：对所描述的实施例进行各种改动或变动对本领域技术人员而言都是很明显的，且不偏离本发明的主旨和范围。
制备例：作为新型泥页岩抑制剂的胺化合物的合成
原料：二(2-氨基丙基)醚，化学纯，国药集团化学试剂有限公司；
环氧乙烷，化学纯，国药集团化学试剂有限公司；
环氧丙烷，化学纯，国药集团化学试剂有限公司。
制备例1
在配有压力表、搅拌器、温度传感器的小型高温高压反应釜(体积100mL)中，将30g二(2-氨基丙基)醚样品装入其中，升温至80-85℃，在充分搅拌的条件下，先加入约4.0g的环氧乙烷，反应开始后，再加入16.0g的环氧乙烷(环氧乙烷的加入量共20g)，温度升至110℃，反应器内压力下降后，升温至125℃反应维持2h得到淡黄色粘稠性液体，即直接作为胺化合物泥页岩抑制剂。经过气/质联用GC/MS分析表征，该淡黄色粘稠液体中分子式HO-C2H4-NH-CH(CH3)-CH2-O-CH2-CH(CH3)-NH-C2H4-OH的含量为91.4％。
制备例2
在配有压力表、搅拌器、温度传感器的小型高温高压反应釜(体积100mL)中，将30g二(2-氨基丙基)醚样品装入其中，升温至80-85℃，在充分搅拌的条件下，先加入约5g的环氧丙烷，反应开始后，再加入21.4g的环氧丙烷(环氧丙烷的加入量共26.4g)，温度升至110℃，反应器内压力下降后，升温至125℃反应维持2h得到淡黄色粘稠性液体，即直接作为胺化合物泥页岩抑制剂。经过气/质联用GC/MS分析表征，该淡黄色粘稠液体中分子式HO-CH(CH3)CH2-NH-CH(CH3)-CH2-O-CH2-CH(CH3)-NH-CH2CH(CH3)-OH的含量为87.9％。
含胺化合物的水基钻井液组合物的制备
原料：
制备例1或2制备的胺化合物作为泥页岩抑制剂；
羧甲基淀粉(大港油田化学有限公司)，其是降滤失剂；
低粘聚阴离子纤维素(PAC-LV)(北京中科日升科技有限公司)，其是降滤失剂；
羧甲基淀粉(CMS)(河北固安县博力化工有限公司)，其是降滤失剂；
CMJ-2(北京金海岸助剂厂)，其是降滤失剂，属改性纤维素；
黄原胶(XC)(河北鑫合生物化工有限公司)，其是增粘剂；
聚合物增粘剂(80A51)(山东同力化工有限公司)，其还起包被剂的作用；
UltraCap(M-I公司)，其是一种阳离子聚丙烯酰胺，作为包被剂；
大阳离子CHM(保定市三拓化工产品有限公司)，其是一种阳离子聚丙烯酰胺，作为包被剂；
甲酸钠(工业级，寿光市恒通化工有限公司)，其既是抑制剂又是加重剂；
氯化钾(分析纯，汕头西陇化工厂)，其是无机抑制剂；
环氧丙基三甲基氯化铵CSW(河北固安县博力化工有限公司)，其是抑制剂；
JYW-1(北京金海岸助剂厂)，其是井眼稳定剂，起阻止泥页岩水化作用；
RH-3(北京科兴石油科技开发公司)，其是钻井液用极压润滑剂。
以下实施例的组合物中的“％”均表示重量百分数。
实施例1
组合物：11.5％甲酸钠+1.0％羧甲基淀粉+0.5％XC+1％胺化合物
在1000g清水中，按组合物中各处理剂的重量百分比依次添加115g甲酸钠、10g羧甲基淀粉、5g XC及10g胺化合物，充分搅拌，使其完全均匀混合，得到水基钻井液组合物。采用本文前面所述的钻屑回收试验进行测试，得到钻屑回收率为85.6％。
该组合物为无固相水基钻井液体系，能提供良好的抑制性稳定井壁。体系中不含有固相，能够避免地层损害，有利于油气储层保护，满足水平钻进对井眼净化的要求。
对比例1
组合物：11.5％甲酸钠+1.0％羧甲基淀粉+0.5％XC
在1000g清水中，按组合物中各处理剂的重量百分比依次添加115g甲酸钠、10g羧甲基淀粉及5g XC，充分搅拌，使其完全均匀混合，得到水基钻井液组合物。采用本文前面所述的钻屑回收试验进行测试，得到钻屑回收率为58.5％。
实施例2
组合物：2％KCl+0.5％UltraCap+1％PAC-LV+0.5％XC+1％胺化合物(重晶石加重)
在1000g的清水中，按组合物中各处理剂的重量百分比依次添加20gKCl、5g UltraCap、10g PAC-LV、5g XC及10g胺化合物，充分搅拌，使其完全均匀混合。采用重晶石加重钻井液时，采用以下方法确定所需添加的重晶石的量：忽略加重前后钻井液体积的变化，对需加重的钻井液进行重量及体积的称量，来计算钻井液体系要达到所需密度时需添加的重晶石的量。在本实施例中，用重晶石加重钻井液组合物的密度到1.20g/cm3，需要重晶石150g。在高速搅拌(12000转/分钟)条件下，在添加KCl、UltraCap、PAC-LV、XC及胺化合物的水相基液中，缓慢加入150g重晶石，均匀混合后得到水基钻井液组合物。采用本文前面所述的钻屑回收试验进行测试，得到钻屑回收率为88.3％。
该组合物具有优良的泥页岩抑制作用，适于泥页岩地层钻井时选用。
对比例2
组合物：2％KCl+0.5％UltraCap+1％PAC-LV+0.5％XC(重晶石加重)
在1000g的清水中，按组合物中各处理剂的重量百分比依次添加20gKCl、5g UltraCap、10g PAC-LV及5g XC，充分搅拌，使其完全均匀混合。采用重晶石加重钻井液时，采用以下方法确定所需添加的重晶石的量：忽略加重前后钻井液体积的变化，对需加重的钻井液进行重量及体积的称量，来计算钻井液体系要达到所需密度时需添加的重晶石的量。在本实施例中，用重晶石加重钻井液组合物的密度到1.20g/cm3，需要重晶石160g。在高速搅拌(12000转/分钟)条件下，在添加KCl、UltraCap、PAC-LV及XC的水相基液中，缓慢加入160g重晶石，均匀混合后得到水基钻井液组合物。采用本文前面所述的钻屑回收试验进行测试，得到钻屑回收率为65.3％。
实施例3
组合物：2％KCl+2％CSW+3％CMS+0.2％80A51+0.3％XC+2％CMJ-2+1％JYW-1+1％胺化合物
在1000g的清水中，按组合物中各处理剂的重量百分比依次添加20gKCl、20g CSW、30g CMS、2g的80A51、3g XC、20g CMJ-2、10g JYW-1及10g胺化合物，充分搅拌，使其完全均匀混合，得到水基钻井液组合物。采用本文前面所述的钻屑回收试验进行测试，得到钻屑回收率为63.4％。
该组合物能抑制泥页岩的水化膨胀，在泥页岩地层钻进时使用。
对比例3
组合物：2％KCl+2％CSW+3％CMS+0.2％80A51+0.3％XC+2％CMJ-2+1％JYW-1
在1000g的清水中，按组合物中各处理剂的重量百分比依次添加20gKCl、20g CSW、30g CMS、2g的80A51、3g XC、20g CMJ-2及10g JYW-1，充分搅拌，使其完全均匀混合，得到水基钻井液组合物。采用本文前面所述的钻屑回收试验进行测试，得到钻屑回收率为50.5％。
实施例4
组合物：2％KCl+0.5％UltraCap+2％羧甲基淀粉+1％XC+5％胺化合物
在1000g的清水中，按组合物中各处理剂的重量百分比依次添加20gKCl、5g UltraCap、20g羧甲基淀粉、10g XC及50g胺化合物，充分搅拌，使其完全均匀混合，得到水基钻井液组合物。采用本文前面所述的钻屑回收试验进行测试，得到钻屑回收率为98.5％。
实施例5
组合物：2％KCl+0.5％UltraCap+1％PAC-LV+0.5％XC+3％胺化合物
在1000g的清水中，按组合物中各处理剂的重量百分比依次添加20gKCl、5g UltraCap、10g PAC-LV、5g XC及30g胺化合物，充分搅拌，使其完全均匀混合，得到水基钻井液组合物。采用本文前面所述的钻屑回收试验进行测试，得到钻屑回收率为96％。
实施例6
组合物：2％K2SO4+0.5％CHM+1％PAC-LV+0.5％XC+1％胺化合物
在1000g的清水中，按组合物中各处理剂的重量百分比依次添加20gK2SO4、5g CHM、10g PAC-LV、5g XC及10g胺化合物，充分搅拌，使其完全均匀混合，得到水基钻井液组合物。采用本文前面所述的钻屑回收试验进行测试，得到钻屑回收率为88％。
实施例7
组合物：2％KCl+0.5％CHM+1％羧甲基淀粉+0.5％XC+1％胺化合物
在1000g的清水中，按组合物中各处理剂的重量百分比依次添加20gKCl、5g CHM、10g羧甲基淀粉、5g XC及10g胺化合物，充分搅拌，使其完全均匀混合，得到水基钻井液组合物。采用本文前面所述的钻屑回收试验进行测试，得到钻屑回收率为91％。
实施例8
组合物：2％KCl+0.5％CHM+1％PAC-LV+0.5％XC+1％胺化合物+1％RH-3
在1000g的清水中，按组合物中各处理剂的重量百分比依次添加20gKCl、5g CHM、10g PAC-LV、5g XC、10g胺化合物及10g润滑剂RH-3，充分搅拌，使其完全均匀混合，得到水基钻井液组合物。采用本文前面所述的钻屑回收试验进行测试，得到钻屑回收率为89.5％。
实施例9
组合物：2％KCl+0.2％CHM+0.5％PAC-LV+0.5％XC+1％胺化合物+1％RH-3(采用重晶石加重到1.20g/cm3)
在1000g的清水中，按组合物中各处理剂的重量百分比依次添加20gKCl、2g CHM、5g PAC-LV、5g XC、10g胺化合物、10g润滑剂RH-3，充分搅拌，使其完全均匀混合，得到水基钻井液组合物。采用重晶石加重钻井液时，采用以下方法确定所需添加的重晶石的量：忽略加重前后钻井液体积的变化，对需加重的钻井液进行重量及体积的称量，来计算钻井液体系要达到所需密度时需添加的重晶石的量。采用与实施例2中类似的方法加入重晶石。采用本文前面所述的钻屑回收试验进行测试，得到钻屑回收率为91.5％。
实施例10
组合物：2％KCl+0.2％CHM+0.5％PAC-LV+0.5％XC+1％胺化合物+1％RH-3(采用300目碳酸钙加重到1.20g/cm3)
在1000g的清水中，按组合物中各处理剂的重量百分比依次添加20gKCl、2g CHM、5g PAC-LV、5g XC、10g胺化合物、10g润滑剂RH-3，充分搅拌，使其完全均匀混合，得到水基钻井液组合物。采用300目碳酸钙加重钻井液时，采用以下方法确定所需添加的300目碳酸钙的量：忽略加重前后钻井液体积的变化，对需加重的钻井液进行重量及体积的称量，来计算钻井液体系要达到所需密度时需添加的300目碳酸钙的量。在高速搅拌(12000转/分钟)条件下，在添加KCl、CHM、PAC-LV、XC、胺化合物及RH-3的水相基液中，缓慢加入300目碳酸钙，均匀混合后得到水基钻井液组合物。采用本文前面所述的钻屑回收试验进行测试，得到钻屑回收率为91.5％。
实施例11
组合物：2％KCl+0.5％UltraCap+1％PAC-LV+0.5％XC+1％胺化合物(用300目的碳酸钙加重到1.20g/cm3)
在1000g的清水中，按组合物中各处理剂的重量百分比依次添加20gKCl、5g UltraCap、10g PAC-LV、5g XC及10g胺化合物，充分搅拌，使其完全均匀混合。采用300目碳酸钙加重钻井液时，采用以下方法确定所需添加的300目碳酸钙的量：忽略加重前后钻井液体积的变化，对需加重的钻井液进行重量及体积的称量，来计算钻井液体系要达到所需密度时需添加的300目碳酸钙的量。在高速搅拌(12000转/分钟)条件下，在添加KCl、UltraCap、PAC-LV、XC及胺化合物的水相基液中，缓慢加入300目碳酸钙，均匀混合后得到水基钻井液组合物。采用本文前面所述的钻屑回收试验进行测试，得到钻屑回收率为88.3％。
该组合物具有优良的泥页岩抑制作用，适于泥页岩地层钻井时选用。
对比例11
组合物：2％KCl+0.5％UltraCap+1％PAC-LV+0.5％XC(300目的碳酸钙加重到1.20g/cm3)
在1000g的清水中，按组合物中各处理剂的重量百分比依次添加20gKCl、5g UltraCap、10g PAC-LV及5g XC，充分搅拌，使其完全均匀混合。采用300目碳酸钙加重钻井液时，采用以下方法确定所需添加的300目碳酸钙的量：忽略加重前后钻井液体积的变化，对需加重的钻井液进行重量及体积的称量，来计算钻井液体系要达到所需密度时需添加的300目碳酸钙的量。在高速搅拌(12000转/分钟)条件下，在添加KCl、UltraCap、PAC-LV、XC的水相基液中，缓慢加入300目的碳酸钙，均匀混合后得到水基钻井液组合物。采用本文前面所述的钻屑回收试验进行测试，得到钻屑回收率为65.3％。
在以上实施例中，本发明所述的胺化合物作为泥页岩抑制剂以较小的用量就表现出对粘土含量较高的钻屑具有良好的抑制性能。而且，本发明的胺化合物作为泥页岩抑制剂也可与现有抑制剂组合用于水基钻井液组合物中，较小的添加量就获得了优异的钻屑抑制性能，表明本发明的胺化合物作为泥页岩抑制剂与现有抑制剂组合可显著提高水基钻井液组合物抑制泥页岩水化的效果。
Claims (14)
1.一种含胺化合物的水基钻井液组合物，其包括：
作为泥页岩抑制剂的下式I的胺化合物：
RHN-Y-[OY′]X-NHR′ I
其中，Y、Y’分别代表1-6个碳原子的亚烷基，x为1，R、R’分别代表2-4个碳原子的羟基烷基，其含量为基于水相的0.5wt％～5wt％；
增粘剂，其选自黄原胶、丙烯酰胺-丙烯酸类共聚物和羟乙基纤维素中的一种或多种，含量为基于水相的0.1wt％～1.0wt％；
降滤失剂，其选自改性褐煤、丙烯酸类聚合物、改性淀粉及改性纤维素中的一种或多种，含量为基于水相的0.5wt％～5wt％；和
一种或多种下列抑制剂：氯化钾、硫酸钾、甲酸钾、甲酸钠、氯化铵和环氧丙基三甲基氯化铵，其含量为基于水相的2wt％～12wt％，
其中作为降滤失剂的所述丙烯酸类聚合物是水解聚丙烯腈及其盐类或丙烯酸盐；其中作为降滤失剂的所述改性淀粉是羧甲基淀粉、羟丙基淀粉或磺乙基淀粉；其中作为降滤失剂的所述改性纤维素是低粘聚阴离子纤维素、中粘聚阴离子纤维素或羧甲基纤维素钠。
2.如权利要求1所述的水基钻井液组合物，其中所述胺化合物的含量为基于水相的1wt％～3wt％。
3.如权利要求1所述的水基钻井液组合物，其中所述增粘剂的含量为基于水相的0.2wt％～0.5wt％。
4.如权利要求1所述的水基钻井液组合物，其中所述降滤失剂的含量为基于水相的0.5wt％～2wt％。
5.如权利要求1所述的水基钻井液组合物，其还包括包被剂，所述包被剂选自阳离子聚丙烯酰胺或两性离子聚合物FA系列，含量为基于水相的0.05wt％～1wt％。
6.如权利要求5所述的水基钻井液组合物，其中所述包被剂的含量为基于水相的0.1wt％～0.5wt％。
7.如权利要求5所述的水基钻井液组合物，其中所述包被剂是分子量为100万的阳离子聚丙烯酰胺。
8.如权利要求1所述的水基钻井液组合物，其还包括加重剂，所述加重剂选自重晶石、赤铁矿、铁氧化物、碳酸钙、碳酸镁、甲酸钠、甲酸钾和甲酸铯中的一种或多种。
9.如权利要求1所述的水基钻井液组合物，其还包括润滑剂，所述润滑剂选自植物油和表面活性剂。
10.如权利要求9所述的水基钻井液组合物，其中所述植物油为油酸、棉籽油、菜籽油或蓖麻油；以及所述表面活性剂为十二烷基苯磺酸钠、山梨糖醇酐单油酸酯或山梨醇酐单月桂酸酯。
11.如权利要求1所述的水基钻井液组合物，其还包括井眼稳定剂。
12.如权利要求1-11中任一项所述的水基钻井液组合物，其中所述水相选自淡水、海水和盐水。
13.权利要求1所述的水基钻井液组合物的制备方法，其包括将式I的胺化合物、增粘剂、降滤失剂和选自氯化钾、硫酸钾、甲酸钾、甲酸钠、氯化铵和环氧丙基三甲基氯化铵的一种或多种抑制剂分别按基于水相的0.5wt％～5wt％、0.1wt％～1.0wt％、0.5wt％～5wt％和2wt％～12wt％称取，并与所述水相混合均匀，以制得所述水基钻井液组合物。
14.下式I的胺化合物在钻井液体系中作为泥页岩抑制剂的用途：
RHN-Y-[OY′]X-NHR′I
其中，Y、Y’分别代表1-6个碳原子的亚烷基，x为1，R、R’分别代表2-4个碳原子的羟基烷基。
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