CN103013457A - 一种钻井液用抗温抗盐降滤失剂及其制备方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种钻井液用抗温抗盐降滤失剂，其由特定重量配比的凹凸棒土、丙烯酸、丙烯酰胺、丙烯腈和引发剂制成，制备方法包括：（1）将凹凸棒土与蒸馏水充分混合，水化，将水化后的凹凸棒土加入反应器中，在搅拌下缓慢滴加丙烯腈；（2）在搅拌下依次加入丙烯酸、丙烯酰胺、引发剂的水溶液，用氨水调节pH至8～10之间，搅拌均匀，然后加热至60～90℃，恒温反应0.5～2小时后出料。经烘干、粉碎，成为具有良好综合性能的钻井液降滤失剂，成本低廉，抗温可达150℃，抗盐可达饱和盐水。

Description

一种钻井液用抗温抗盐降滤失剂及其制备方法

技术领域

本发明涉及钻井液用化学助剂，具体涉及一种钻井液用抗温抗盐型降滤失剂及其制备方法。

背景技术

钻井过程中，钻井液处理剂的加入是保证钻井过程顺利进行的必要条件。降滤失剂通过在井壁形成低渗透率、薄而致密的滤饼而降低钻井液的滤失量，从而避免井径不规则、井壁垮塌、损害油气层、卡钻以及测井不准等不良状况发生。降滤失剂是用量最大、研究开发最活跃的钻井液处理剂之一。

随着世界油气资源需求的迅猛增加，深部地层油气资源勘探开发越来越受到重视。在石油钻井过程中，油气井钻探深度的增加，地层温度及压力也不断升高，钻遇地层日趋复杂，特别是特殊井、超深井和复杂井数量增加，这便对钻井液工艺提出了越来越高的要求。目前，国内深井超深井钻井液的维护处理中，加入的处理剂种类多，加量大，但是在高温高盐的环境下降率失效果不好，而且钻井液中各组分在高分高压环境下发生复杂的物理化学作用，严重影响钻井液体系的性能及其稳定性。对降滤失剂而言，抗温抗盐性能的要求也越来越高，需要在含有盐、钙环境中，仍然能够保持良好的抗温性能。

因此，开发适合现在钻井要求的抗温、耐盐，同时能够稳定井壁，抑制页岩膨胀的降滤失剂是目前研究的重点。

虽然目前油田钻井过程中使用的降滤失剂种类很多，但是，能够同时具备良好的抗温性以及抗盐性的产品却很少。目前，同时具备抗温抗盐性能的降滤失剂大多数为聚合物类产品。大多数情况下，该类降滤失剂产品的抗温性能、抗盐性能都是有限的，而且要达到较好的降率失效果需要增大加量。同时，该类产品具有增加体系粘度，价格昂贵等缺点。

因此，目前需要开发出降率失性能优良，抗温抗盐效果好，同时加量少，成本低廉的降滤失剂产品，来满足当前现场钻井液的维护和处理的需要。

发明内容

本发明人通过锐意研究发现，通过采用可聚合无机胶凝材料凹凸棒土与丙烯酰胺、丙烯腈、丙烯酸单体共聚物发生接枝或者插层反应，得到具有独特的空间三维分子结构，分子链刚性强，耐温抗盐抗剪切能力强，以其作为钻井液用降滤失剂具有良好的综合性能，由于引入可聚合无机胶凝材料作为联结基团，成本降低；抗温效果好，在饱和盐水体系中，150℃老化16h，依然具有良好的降率失性能；抗盐能力强，在高温高压环境下，饱和盐水基浆中的降率失效果非常好，由此完成本发明。

本发明的目的在于提供一种钻井液用抗温抗盐降滤失剂，其由包括以下重量配比的原料成分制成：

该降滤失剂由包括以下步骤的方法制备：

（1）将凹凸棒土与蒸馏水充分混合，水化，将水化后的凹凸棒土加入反应器中，在搅拌下缓慢滴加丙烯腈，在1～2小时内加完；

（2）在搅拌下依次加入丙烯酸、丙烯酰胺、引发剂的水溶液，用氨水调节pH至8～10之间，搅拌均匀，然后加热至60～90℃，恒温反应0.5～2小时后出料。

根据本发明提供的钻井液用抗温抗盐降滤失剂采用可聚合无机胶凝材料凹凸棒土与丙烯酰胺、丙烯腈、丙烯酸单体共聚物发生接枝或者插层反应，得到具有独特的空间三维分子结构，分子链刚性强，耐温抗盐抗剪切能力强。分子链上兼有无机材料和有机单体官能团，无机物的引入使得聚合物分子具有比线性有机分子更好的耐温性能，可聚合无机胶凝材料使吸附基团的水解稳定性提高，高温解吸附趋势得到抑制。

由于可聚合无机胶凝材料成本低廉，在一定程度上降低聚合物的成本。三种有机单体在发生共聚反应生成的聚合物链段以-C-C-联结，热分解温度在250℃以上，具有高温稳定性。本发明的降滤失剂抗温效果好，在饱和盐水体系中，150℃老化16h，依然具有良好的降率失性能。抗盐能力强，在高温高压环境下，饱和盐水基浆中的降率失效果非常好。

具体实施方式

以下结合具体实施方式对本发明进行详细。通过这些描述，本发明的特点和优点将变得更为清楚明确。

本发明提供一种钻井液用抗温抗盐降滤失剂，其由包括以下重量配比的原料成分制成：

该降滤失剂由包括以下步骤的方法制备：

（1）将凹凸棒土与蒸馏水充分混合，水化，将水化后的凹凸棒土加入反应器中，在搅拌下缓慢滴加丙烯腈，在1～2小时内加完；

（2）在搅拌下依次加入丙烯酸、丙烯酰胺、引发剂的水溶液，用氨水调节pH至8～10之间，搅拌均匀，然后加热至60～90℃，恒温反应0.5～2小时后出料。

在一个优选的实施方式中，钻井液用抗温抗盐降滤失剂由包括以下重量配比的原料成分制成：

在一个更优选的实施方式中，钻井液用抗温抗盐降滤失剂由包括以下重量配比的原料成分制成：

在本发明中，作为引发剂，可以选自过硫酸铵、过硫酸钾、过硫酸钠和亚硫酸氢钠。可以使用其中的任一种，也可以使用其中两种或以上的任意组合。

在一个优选的实施方式中，钻井液用抗温抗盐降滤失剂由以下方法制备：

(1)用质量为凹凸棒土20倍的蒸馏水与凹凸棒土充分混合，水化，将水化后的凹凸棒土加入反应器中，在搅拌下缓慢滴加丙烯腈，在1～2小时内加完；

(2)在搅拌下依次加入丙烯酸、丙烯酰胺、引发剂的水溶液，用20％的氨水调节pH至8～10之间，搅拌均匀，然后加热至60～90℃，恒温反应0.5～2小时后出料。

在步骤（2）中，反应温度优选为80～90℃。

对于所得产品，可以进行后处理，如烘干，粉碎等。

实施例

以下通过具体实例进一步描述本发明，不过这些实例仅是示例性的，并不对本发明的范围构成任何限制。

实施例1

向装有搅拌器、回流冷凝器、温度计以及加热装置的四口瓶中加入7g水化好的凹凸棒土，在搅拌下缓慢滴加丙烯腈20g，在1小时内加完。在搅拌下依次加入丙烯酸70g、丙烯酰胺50g、过硫酸钾0.28g。用20％的氨水调节pH=9，搅拌均匀，然后加热至80℃，恒温反应1小时后，将产物倒出。在70℃下烘干后粉碎。

实施例2

向装有搅拌器、回流冷凝器、温度计以及加热装置的四口瓶中加入4.8g水化好的凹凸棒土，在搅拌下缓慢滴加丙烯腈30g，在1小时内加完。在搅拌下依次加入丙烯酸70g、丙烯酰胺40g、过硫酸铵0.4g。用20％的氨水调节pH=9，搅拌均匀，然后加热至80℃，恒温反应1小时后，将产物倒出。在70℃下烘干后粉碎。

实施例3

向装有搅拌器、回流冷凝器、温度计以及加热装置的四口瓶中加入9.8g水化好的凹凸棒土，在搅拌下缓慢滴加丙烯腈10g，在1小时内加完。在搅拌下依次加入丙烯酸65g、丙烯酰胺60g、引发剂1.2g。用20％的氨水调节pH=9，搅拌均匀，然后加热至90℃，恒温反应2小时后，将产物倒出。在70℃下烘干后粉碎。

实施例4

向装有搅拌器、回流冷凝器、温度计以及加热装置的四口瓶中加入9.8g水化好的凹凸棒土，在搅拌下缓慢滴加丙烯腈40g，在1小时内加完。在搅拌下依次加入丙烯酸70g、丙烯酰胺30g、过硫酸铵0.28g。用20％的氨水调节pH=9，搅拌均匀，然后加热至80℃，恒温反应1小时后，将产物倒出。在70℃下烘干后粉碎。

实验例1降滤失效果评价

1、在淡水基浆中测试

基浆配制：在高搅杯中加入400mL自来水，在不断搅拌下加入20g膨润土，搅拌20分钟，室温下密闭静置16小时即为基浆。

实验浆配制及测试：在不断搅拌下向预先水化好的基浆中加入0.5％的评价样品(对比例1，对比例2，实施例1，实施例2)，高速搅拌均匀，测其流变性和滤失量，结果示于下表1中。表中各参数为：表观粘度AV（mPa·s），塑性粘度PV（mPa·s），屈服值YP（Pa），API滤失量FL（mL）。

表1在淡水基浆中的测试结果

实验浆	AV（mPa·s）	PV（mPa·s）	YP（Pa）	FL（mL）
					基浆	15.1	5.8	9.5	16.4
对比例1	38	12	15.5	5.8
					对比例2	4.8	4.5	0.3	9.6
实施例1	10.0	9.0	1.0	8.6
					实施例2	16.0	13.0	3.5	9.0

其中，对比例1为本申请人按照公开文献报道（高素丽，郭保雨.AM/AN/AA/淀粉四元接枝共聚物的合成与钻井液性能.山东科学，2008年第3期第18～21页）的合成方法自制的（丙烯酰胺/丙烯酸/丙烯腈/淀粉）接枝共聚物，是完全由有机可聚合单体（丙烯酰胺、丙烯酸、丙烯腈）和淀粉在硝酸铈盐的催化作用下接枝合成的，由于分子中不含可聚合无机胶凝材料（水化凹凸棒土），其成本较高，且抗温性较差。对比例2为购自石家庄永达化工公司生产的水解聚丙烯腈铵盐（NH₄PAN），这是现场使用极为普通的一种廉价的降滤失剂，其生产方法众所周知。

由表1可知，本发明的降滤失剂在加量很小的条件下就具有良好的降率失性能，与已经在钻井现场广泛使用的一些降滤失剂产品性能相比，具有明显优势。

2、在4％盐水基浆中测试

基浆配制：在高搅杯中加入5％的淡水膨润土基浆，在不断搅拌下加入16gNaCl，搅拌20分钟，室温下密闭静置16小时即为4％盐水基浆。

实验浆配制及测试：在不断搅拌下向预先水化好的4％盐水基浆中加入0.5％的评价样品(对比例1，对比例2，实施例1，实施例2，实施例3，实施例4)，高速搅拌均匀，测其流变性和滤失量，结果示于下表2中。

表2在4％盐水基浆中的测试结果

实验浆	AV（mPa·s）	PV（mPa·s）	YP（Pa）	FL（mL）
					4%盐水基浆	4.0	1.7	2.3	64.0
对比例1	13.5	11	2.5	29
					对比例2	5.0	3.0	2.0	32.6
实施例1	8.0	3.3	4.8	7.6
					实施例2	10.2	5.5	4.8	9.6
实施例3	17.5	9.0	8.7	8.2
					实施例4	9.6	4.4	5.2	12.2

由表2可知，本发明的降滤失剂产品在4％盐水基浆中具有良好的降率失性能，而且加量小。降率失性能明显优于一些在油田钻井现场已经广泛使用的降滤失剂产品。

3、在饱和盐水基浆中测试

基浆配制：在高搅杯中加入5％的淡水膨润土基浆，在不断搅拌下加入144gNaCl，搅拌20分钟，室温下密闭静置16小时即为4％盐水基浆。

实验浆配制及测试：在不断搅拌下向预先水化好的4％盐水基浆中加入0.5％的评价样品(对比例1，对比例2，实施例1，实施例2，实施例3，实施例4)，高速搅拌均匀，测其流变性和滤失量，结果示于下表3中。

表3在饱和盐水基浆中的测试结果

实验浆	AV（mPa·s）	PV（mPa·s）	YP（Pa）	FL（mL）
					饱和盐水基浆	6.1	3.2	3.0	108.0
对比例1	15.0	12.0	3.0	74
					对比例2	10.5	7.0	3.6	37.4
实施例1	9.6	6.3	3.4	28.0
					实施例2	7.5	6.0	1.5	25.4
实施例3	9.0	6.1	3.0	46.6
					实施例4	7.0	5.0	2.0	39.6

由表3可知，本发明的降滤失剂产品在饱和盐水基浆中具有良好的降率失性能，而且加量小。抗盐降率失性能明显优于一些在油田钻井现场已经广泛使用的降滤失剂产品。

实验例2抗温性能评价

实验浆配制及测试：在不断搅拌下向预先水化好的饱和盐水基浆中加入1.5％的评价样品(对比例1，对比例2，实施例1，实施例2，实施例3，实施例4)，高速搅拌均匀，装入高温老化罐，在150℃下老化16h，测其流变性和滤失量，结果示于下表4中。

由表4可知，本发明的降滤失剂产品具有很好的抗高温性能。本发明降滤失剂产品在饱和盐水基浆中，1.5％的加量在150℃下热滚16h后，虽然滤失量稍有提高，仍然具有良好的降率失性能。由实施例3样的对比结果可知，适当提高加量，高温老化前后降率失性能基本不变。

表4在饱和盐水基浆中抗温效果的测试结果

以上结合具体实施方式极其优选实例对本发明进行了详细描述，不过这些描述并不构成对本发明范围的限制。应当理解，在不偏离本发明范围和精神的情况下，可以对本发明的技术方案及其具体实施方式进行多种修饰、改进和替换，这些修饰、改进和替换均应落入所附权利要求书的保护范围内。

Claims (6)

1.一种钻井液用抗温抗盐降滤失剂，其由包括以下重量配比的原料成分制成：

该降滤失剂由包括以下步骤的方法制备：

（1）将凹凸棒土与蒸馏水充分混合，水化，将水化后的凹凸棒土加入反应器中，在搅拌下缓慢滴加丙烯腈，在1～2小时内加完；

（2）在搅拌下依次加入丙烯酸、丙烯酰胺、引发剂的水溶液，用氨水调节pH至8～10之间，搅拌均匀，然后加热至60～90℃，恒温反应0.5～2小时后出料。

2.根据权利要求1所述的钻井液用抗温抗盐降滤失剂，由包括以下重量配比的原料成分制成：

3.根据权利要求1所述的钻井液用抗温抗盐降滤失剂，由包括以下重量配比的原料成分制成：

4.根据权利要求1-3中任一项所述的钻井液用抗温抗盐降滤失剂，其中，引发剂选自过硫酸铵、过硫酸钾、过硫酸钠和亚硫酸氢钠。

5.根据权利要求1-3中任一项所述的钻井液用抗温抗盐降滤失剂，由包括以下步骤的方法制备：

(1)用质量为凹凸棒土20倍的蒸馏水与凹凸棒土充分混合，水化，将水化后的凹凸棒土加入反应器中，在搅拌下缓慢滴加丙烯腈，在1～2小时内加完；

(2)在搅拌下依次加入丙烯酸、丙烯酰胺、引发剂的水溶液，用20％的氨水调节pH至8～10之间，搅拌均匀，然后加热至60～90℃，恒温反应0.5～2小时后出料。

6.根据权利要求1-5中任一项所述的钻井液用抗温抗盐降滤失剂，其中在步骤（2）中，反应温度为80～90℃。