CN104017208B - 一种泥页岩聚胺成膜抑制剂及其制备方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种泥页岩聚胺成膜抑制剂及其制备方法，涉及油田化学及钻井完井液领域。本发明的方法是将反应釜清洗干净并烘干，加入胺类化合物；然后加入环氧化合物，加料过程缓慢，并控制反应釜温度不超过80℃；再加入分子量调节剂；通入氮气保护，升温75～85℃，反应2～3小时，反应过程中监测pH值的变化情况；当pH值在8～9时，继续升温至85～95℃，反应1～2小时；降温出料，得到浅黄色粘稠状液体，即为泥页岩聚胺成膜抑制剂。本发明的抑制剂的生产工艺简单、原料来源广、产品价格适中、用量少、适用范围广、具有更强的吸附性和泥页岩抑制性，且作用时间长久。

Description

一种泥页岩聚胺成膜抑制剂及其制备方法

技术领域

本发明涉及油田化学及钻井完井液领域，尤其涉及的是一种泥页岩聚胺成膜抑制剂及其制备方法。

背景技术

随着油气勘探领域的发展，深井、超深井、海洋井及非常规复杂地段井的出现，在钻探过程中遇到泥页岩地层时，泥页岩的水化膨胀、分散将导致井壁失稳，钻头泥包和井眼净化等一系列问题，增加了钻井难度，并对钻井液体系特别是页岩抑制剂提出了更高的要求。油基钻井液体系在一些需要强抑制性的大斜度井、深井中仍被认为是最好的体系，但高成本和环境保护问题限制了其应用。国外许多公司都在研究高性能水基钻井液体系来替代油基钻井液，含胺优质水基钻井液，是近年来提出的、符合现代钻井要求的高性能水基钻井液，不但具有油基钻井液优异的强抑制性和润滑性，而且具有环保、成本低、性能良好等特性，目前已成为世界各国石油研究者关注的热点，而聚胺类页岩抑制剂是胺基钻井液的重要组分之一，在抑制泥页岩水化膨胀、分散所导致的井壁失稳，钻头泥包、改变流型和井眼净化等一系列问题方面起着关键性的作用。

严格意义上的聚胺，作为钻井液中的抑制剂，必然具有独特的分子结构，即在分子链中引入了胺基等特殊强吸附基团，从而赋予它具有更好的泥质页岩抑制性。其作用机理主要是：靠分子链中的活性基团牢牢吸附在粘土颗粒表面，形成一层致密的保护膜，从而阻止水分子进入，起到防止粘土水化、颗粒运移、防止井壁坍塌的作用；除此之外，聚胺产品的相对分子量不同，其产品性能也会有所差异，甚至相差还很大，因此，根据实际需要对聚胺进行分子结构设计和合成优化，从而生产相对分子质量适中的聚胺产品，才能更好地应用于现场，确保达到最佳效果。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是针对现有技术中存在的不足，提供了一种泥页岩聚胺成膜抑制剂及其制备方法。

本发明的技术方案如下：

一种泥页岩聚胺成膜抑制剂的制备方法，其步骤如下：

(1)将反应釜清洗干净并烘干，加入胺类化合物；

(2)然后加入环氧化合物，加料过程缓慢，并控制反应釜温度不超过80℃；

(3)加入分子量调节剂；

(4)通入氮气保护，升温75～85℃，反应2～3小时，反应过程中监测pH值的变化情况；

(5)当pH值在8～9时，继续升温至85～95℃，反应1～2小时；

(6)降温出料，得到浅黄色粘稠状液体，即为泥页岩聚胺成膜抑制剂。

所述的胺类化合物为聚醚胺、多乙烯多胺或烷基胺中的一种。

所述的环氧化合物为环氧氯丙烷、环氧氯乙烷、环氧乙烷或环氧丙烷中的一种。

所述的分子量调节剂为低分子直链1,2-亚乙基胺、叔十二烷基硫醇或聚乙二醇400中的一种。

所述的胺类化合物和环氧化合物的总质量为100％，其中，胺类化合物为35％～40％，环氧化合物为60％～65％。

所述的分子量调节剂的质量是胺类化合物和环氧化合物总质量的0.2％～0.6％。

所述的制备方法制得的泥页岩聚胺成膜抑制剂。

本发明的泥页岩聚胺成膜抑制剂与目前国内外各油田使用的聚胺相比，生产工艺简单、原料来源广、产品价格适中、用量少、适用范围广、具有更强吸附和抑制作用，且作用时间长久。大量的室内、现场试验表明，产品性能已达到或优于国内外同类产品。

本发明制备的泥页岩聚胺成膜抑制剂的优良性能主要概述如下：

(1)具有良好的泥质页岩抑制性，有效控制粘土分散，防止钻头泥包，稳定流型，适合于各种软泥岩地层、盐膏层、强水敏性地层和其它复杂地层，还可用于油气藏保护、注水井增注、油藏改造等方面；

(2)抗温性能优良(抗温超过200℃)，可在深井、超深井中使用；

(3)用量低，价格便宜，且能与水、各油田助剂配伍，凝固点低(≤-10℃)，不受现场环境的影响，现场使用方便，并且使用后毒性小；

(4)分子链中引入了大量的特殊活性基团，能快速吸附在钢铁表面，因此具有良好的防腐性能；

(5)由于其独特的分子结构，赋予其在油气藏改造，尤其是在页岩气开发过程中能发挥独特的作用。

(6)本发明自2013年中试成功以来，到目前为止，已在西北油田分公司、塔里木油田、西南油气田分公司、延长油矿、中海油等单位，现场一共成功实施40余口井(其中水平井36井次)，为解决泥质页岩水化膨胀导致的井壁失稳、油藏保护、高含硫氯的腐蚀、提高钻速等起到关键的作用，并得到用户的高度重视和赞誉。

具体实施方式

以下结合具体实施例，对本发明进行详细说明。

若未特别指出，实施例中涉及到的性能评价实验条件和实验方法均参照中石油行业标准“SY/T5613-2000泥页岩理化性能试验方法”和“SY/T5971-1994注水用粘土稳定剂性能评价方法”；若未特别指出，实施例中涉及到的百分号“％”均为质量百分比。

实施例1泥页岩聚胺成膜抑制剂的制备

通过对一种泥页岩聚胺成膜抑制剂的反应物优选、反应物配比以及合成条件优化，得到抑制剂合成的最优化方案，具体步骤如下：

(1)反应釜清洗干净并烘干，加入胺类化合物(多乙烯多胺)38％；

(2)缓慢加入环氧化合物(环氧氯丙烷)62％，分三次加入，加入过程控制反应釜温度不超过80℃；

(3)加入分子量调节剂(低分子直链1,2-亚乙基胺)，加入量为反应物(多乙烯多胺和环氧氯丙烷)总质量的0.4％；

(4)通入氮气保护，升温至85℃，反应3小时，反应过程中监测pH值的变化情况；

(5)当pH值达到8.5时，继续升温至94℃，反应1.5小时；

(6)降温出料，得到浅黄色粘稠状液体，即为本实施例制得的泥页岩聚胺成膜抑制剂。

该合成方案得到的产品性能优良，并采用该产品作为进行了性能评价，具体如下。

实施例2泥页岩聚胺成膜抑制剂的使用方法

(1)在钻井过程中，遇到泥质页岩时，在泥浆中加入0.5％～1.0％本发明的泥页岩聚胺成膜抑制剂，加入时应缓慢，并混合均匀；

(2)油气生产井的预处理，在投产前，向粘土含量比较高的砂岩油层注入1.0％～2.0％的本发明的泥页岩聚胺成膜抑制剂，处理半径为2.0m～5.0m，延长油气井生产周期的目的；

(3)在粘土含量比较高油气藏的注水井或注水压力比较高的注水井，间断性注入0.1％～0.5％的本发明的泥页岩聚胺成膜抑制剂，达到增注和降低注水压力的作用；

(4)在泥页岩油气藏的压裂过程中，先向油藏注入一定量0.5％～1.0％本发明的泥页岩聚胺成膜抑制剂的水溶液作为前置液，在压裂液中无需再加入大量的氯化钾或其他粘土稳定剂，起到减少工作量和降低措施成本的功效。

实施例3泥页岩聚胺成膜抑制剂的泥页岩防膨性能评价试验

(1)离心管法评价常温常压下泥页岩聚胺成膜抑制剂(实施例1制备)的防膨效果见表1。

表1常温常压下泥页岩聚胺成膜抑制剂的防膨效果

(2)高温高压膨胀仪测量的钻井滤液防膨试验对比结果见表2。

表2页岩膨胀性能测试结果对比

结果表明，在常温和高温下，泥页岩聚胺成膜抑制剂(实施例1制备)体系的防膨效果明显优于KCl，更能有效抑制地层及钻屑的水化膨胀，有利于稳定井壁和保护储层。

实施例4高效泥页岩聚胺成膜抑制剂的造浆抑制率评价试验

(1)泥页岩聚胺成膜抑制剂(实施例1制备)的常温造浆抑制率测试结果见表3。

表3泥页岩聚胺成膜抑制剂(实施例1制备)的常温造浆抑制率

(2)泥页岩聚胺成膜抑制剂(实施例1制备)的高温造浆抑制率(120℃)测试结果见表4。

表4泥页岩聚胺成膜抑制剂(实施例1制备)的高温造浆抑制率

实施例5泥页岩聚胺成膜抑制剂的岩心回收率试验

泥页岩聚胺成膜抑制剂(实施例1制备)在不同浓度下的抑制性能见表5。

表5泥页岩聚胺成膜抑制剂在不同加量下的页岩回收率

实施例6

泥页岩聚胺成膜抑制剂(实施例1制备)加入钻井液中热滚后的钻屑粒径分布情况如下。不同泥页岩聚胺成膜抑制剂加入钻井液热滚后钻屑的粒径分布见表6。

表6钻屑在钻井液中热滚后的粒径分布

钻屑颗粒在清水中热滚后发生水化分散而变细，粒径明显减小，在2％KCl和2％泥页岩聚胺成膜抑制剂(实施例1制备)的钻井液中热滚后钻屑粒径均变大，而在2％泥页岩聚胺成膜抑制剂(实施例1制备)钻井液中尤为明显，说明本发明提供的泥页岩聚胺成膜抑制剂抑制黏土矿物水化分散的性能优异。

实施例7泥页岩聚胺成膜抑制剂对储层岩心动态污染实验评价

不同钻井液伤害后岩心渗透率的恢复率测试结果见表7。

表7不同钻井液伤害后岩心渗透率的恢复率

测试结果表明，加入2％的泥页岩聚胺成膜抑制剂(实施例1制备)钻井液的岩心的渗透率恢复值达到93％以上，而对比的两个同类产品相对较低，说明本发明提供的泥页岩聚胺成膜抑制剂具有很好的油气层保护效能。

应当理解的是，对本领域普通技术人员来说，可以根据上述说明加以改进或变换，而所有这些改进和变换都应属于本发明所附权利要求的保护范围。

Claims (5)

1.一种泥页岩聚胺成膜抑制剂的制备方法，其特征在于，其步骤如下：

(1)将反应釜清洗干净并烘干，加入胺类化合物；

(2)然后加入环氧化合物，加料过程缓慢，并控制反应釜温度不超过80℃；

(3)加入分子量调节剂；所述分子量调节剂为低分子直链1,2-亚乙基胺、叔十二烷基硫醇或聚乙二醇400中的一种；所述分子量调节剂的质量是胺类化合物和环氧化合物总质量的0.2％～0.6％；

(4)通入氮气保护，升温75～85℃，反应2～3小时，反应过程中监测pH值的变化情况；

(5)当pH值在8～9时，继续升温至85～95℃，反应1～2小时；

(6)降温出料，得到浅黄色粘稠状液体，即为泥页岩聚胺成膜抑制剂。

2.根据权利要求1所述的制备方法，其特征是，所述胺类化合物为聚醚胺、多乙烯多胺或烷基胺中的一种。

3.根据权利要求1所述的制备方法，其特征是，所述环氧化合物为环氧氯丙烷、环氧氯乙烷、环氧乙烷或环氧丙烷中的一种。

4.根据权利要求1所述的制备方法，其特征是，所述胺类化合物和环氧化合物的总质量为100％，其中，胺类化合物为35％～40％，环氧化合物为60％～65％。

5.根据权利要求1～4所述的制备方法制得的泥页岩聚胺成膜抑制剂。