CN107973864B - 一种钻井液处理剂及其制备方法和钻井液 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种钻井液处理剂的制备方法，包括以下步骤：(1)将壳聚糖、水、碱性化合物和醇类化合物进行反应，得到第一中间产物；(2)将第一中间产物和氯代羧酸进行反应，得到第二中间产物；(3)将第二中间产物、质子酸和2,3‑环氧丙基三烷基氯化铵进行反应，得到钻井液处理剂。本发明提供的方法制备得到具有特定结构的钻井液处理剂，这种特定结构的钻井液处理剂具有较好的抑制性能、润滑性能、降滤失性能和抗盐污染性能，可应用于钻井液中。此外，本发明提供的钻井液处理剂的制备方法反应条件温和，操作步骤简单，产品收率高。本发明还提供了一种钻井液处理剂以及钻井液。

Description

一种钻井液处理剂及其制备方法和钻井液
技术领域
本发明涉及钻井技术领域，尤其涉及一种钻井液处理剂及其制备方法和钻井液。
背景技术
壳聚糖是甲壳素脱去乙酰基后生成的衍生物，是一种含有胺基的碱性多糖，具有无毒性、生物相容性和可生物降解性的优点，得到了不同领域研究者的广泛关注。壳聚糖分子链上含有大量的羟基、胺基等活性基团，这些活性基团使其易于进行衍生改性，因此，基于壳聚糖的改性衍生物功能材料越来越受到人们的关注。壳聚糖分子中的2位胺基和6位羟基是进行化学反应的主要活性位，可通过在其上引入特定的基团获得特定性能的壳聚糖衍生物。
目前，关于壳聚糖衍生物应用于钻井领域的相关报道较少，如申请号为2014100449237的中国专利公开了一种壳聚糖接枝共聚物絮凝-杀菌剂，这种壳聚糖糖衍生物可应用于循环冷却水、造纸污水、生活污水和钻井液中的杀菌处理，能够消灭水体中的病毒、细菌、藻类浮游物。现有技术中的这种壳聚糖衍生物主要作为絮凝剂用于处理钻井废水。目前，可应用于钻井液中的壳聚糖衍生物还未见报道。由于壳聚糖物及其衍生物无生物毒性、可生物降解、绿色环保，应用于钻井液中具有明显的优势。因此，目前市场上急需一种具有较好的抑制性能、润滑性能、降滤失性能和抗盐污染性能的壳聚糖衍生物应用于钻井液中。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于提供一种钻井液处理剂及其制备方法和钻井液，本发明提供的钻井液处理剂具有较好的抑制性能、润滑性能、降滤失性能和抗盐污染性能。
本发明提供了一种钻井液处理剂的制备方法，包括以下步骤：
(1)将壳聚糖、水、碱性化合物和醇类化合物进行反应，得到第一中间产物；
(2)将第一中间产物和氯代羧酸进行反应，得到第二中间产物；
(3)将第二中间产物、质子酸和2,3-环氧丙基三烷基氯化铵进行反应，得到钻井液处理剂；
所述壳聚糖具有式I所示的结构：
式I；式I中，m为1200～3100；
所述碱性化合物为碱金属氢氧化物或碱金属碳酸盐；
所述氯代羧酸具有式II所示的结构：
Figure BDA0001139562900000022
式II，式II中，n为1～10；
所述2,3-环氧丙基三烷基氯化铵具有式III所示的结构：
Figure BDA0001139562900000023
式III，式III中，R为碳原子数为1～10的烷基。
优选的，所述碱性化合物为氢氧化钠、碳酸钠、氢氧化钾或碳酸钾。
优选的，所述醇类化合物为碳原子数为1～10的醇类化合物。
优选的，所述步骤(1)中的反应温度为50～80℃。
优选的，所述式II中，n为1～5。
优选的，所述步骤(2)中的反应温度为55～80℃。
优选的，所述式III中，R为碳原子数为1～5的烷基。
优选的，所述步骤(3)中反应的温度为60～110℃。
本发明提供的钻井液处理剂的制备方法，先在碱性化合物和醇类化合物的作用下对壳聚糖进行糊化和碱化，使壳聚糖活化；然后将活化后的壳聚糖依次和氯代羧酸和2,3-环氧丙基三烷基氯化铵进行反应，制备得到具有特定结构的钻井液处理剂。这种特定结构的钻井液处理剂具有较好的抑制性能、润滑性能、降滤失性能和抗盐污染性能，可应用于钻井液中。另外，本发明提供的方法制备得到的钻井液处理剂无生物毒性而且可生物降解，安全环保。此外，本发明提供的钻井液处理剂的制备方法反应条件温和，操作步骤简单，产品收率高。
本发明提供了一种钻井液处理剂，包括式A所示的结构：
Figure BDA0001139562900000031
式A中，n为1～10，m为1200～3100；
M为碱金属元素，R为碳原子数为1～10的烷基。
与现有技术相比，本发明提供的钻井液处理剂为具有特定结构的改性壳聚糖。这种具有特定结构的改性壳聚糖具有较好的抑制性能、润滑性能、降滤失性能和抗盐污染性能，能够作为钻井液处理剂应用于钻井液中。此外，这种钻井液处理剂无生物毒性而且可生物降解，安全环保
本发明提供了一种钻井液，包括上述技术方案所述的方法制备得到的钻井液处理剂或上述技术方案所述的钻井液处理剂。
本发明提供的钻井液包括上述技术方案所述的钻井液处理剂，这种钻井液处理剂具有较好的抑制性能、润滑性能、降滤失性能和抗盐污染性能，应用于钻井液中能够改善钻井液的性能，使钻井液适用于对抑制防塌、润滑防卡、封堵阻水以及抗盐污染要求较高的地区的钻井施工。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据提供的附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例1制备得到的钻井液处理剂的红外光谱图；
图2为本发明实施例2制备得到的钻井液处理剂的红外光谱图；
图3为本发明实施例3制备得到的钻井液处理剂的红外光谱图；
图4为本发明实施例4制备得到的钻井液处理剂的红外光谱图；
图5为本发明实施例5制备得到的钻井液处理剂的红外光谱图。
具体实施方式
下面将对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员经改进或润饰的所有其它实例，都属于本发明保护的范围。
本发明提供了一种钻井液处理剂的制备方法，包括以下步骤：
(1)将壳聚糖、水、碱性化合物和醇类化合物进行反应，得到第一中间产物；
(2)将第一中间产物和氯代羧酸进行反应，得到第二中间产物；
(3)将第二中间产物、质子酸和2,3-环氧丙基三烷基氯化铵进行反应，得到钻井液处理剂；
本发明步骤(1)在碱性化合物和醇类化合物的作用下对壳聚糖进行碱性和糊化反应，使壳聚糖活化，利于后续过程中壳聚糖的改性。在本发明中，所述步骤(1)中的反应温度优选为50～80℃，更优选为55～75℃，最优选为60～70℃。在本发明中，所述步骤(1)中的反应时间优选为0.5～2小时，更优选为1～1.5小时。在本发明中，所述步骤(1)中的反应优选在搅拌的条件下进行。
在本发明中，所述壳聚糖具有式I所示的结构：
Figure BDA0001139562900000051
式I中，m为1200～3100，优选为1500～3000，更优选为1800～2800，最优选为2000～2500。在本发明中，所述壳聚糖的数均分子量优选为200000～500000，更优选为300000～400000。本发明对所述壳聚糖的来源没有特殊的限制，可由市场购买获得。
在本发明中，所述碱性化合物为碱金属氢氧化物或碱金属碳酸盐，优选为氢氧化钠、碳酸钠、氢氧化钾或碳酸钾。
在本发明中，所述醇类化合物优选为碳原子数为1～10的醇类化合物，更优选为碳原子数为1～5的醇类化合物，最优选为甲醇、乙醇、丙醇、丁醇或异丙醇。
在本发明中，所述步骤(1)中壳聚糖、水、碱性化合物和醇类化合物的质量比优选为(16～20)：(150～200)：(20～40)：(40～60)，更优选为(17～18)：(160～180)：(25～35)：(45～55)。
本发明步骤(2)中采用氯代羧酸和步骤(1)得到的反应产物进行反应，对壳聚糖进行改性。在本发明中，所述步骤(2)中的反应温度优选为55～80℃，更优选为60～75℃，最优选为65～70℃。在本发明中，所述步骤(2)中的反应时间优选为2～4小时，更优选为2.5～3.5小时。在本发明中，所述步骤(2)中的反应优选在搅拌的条件下进行。
在本发明中，所述氯代羧酸具有式II所示的结构：
Figure BDA0001139562900000052
式II中，n为1～10，优选为1～5，更优选为1～3。
在本发明中，所述氯代羧酸优选为氯代乙酸、氯代丙酸或氯代丁酸。在本发明中，所述壳聚糖和氯代羧酸的质量比优选为(16～20)：(24～48)，更优选为(17～18)：(30～40)。
本发明步骤(3)中在质子酸的作用下，将2,3-环氧丙基三氯烷基氯化铵和步骤(2)得到的反应产物反应，采用2,3-环氧丙基三氯烷基氯化铵继续对壳聚糖进行改性。在本发明中，所述步骤(3)中的反应温度优选为60～110℃，更优选为70～100℃，最优选为80～90℃。在本发明中，所述步骤(3)中的反应时间优选为2～5小时，更优选为3～4小时。
在本发明中，所述质子酸优选为磺酸、苯磺酸或钨酸，更优选为氨基磺酸、对甲苯磺酸、十二烷基苯磺酸或磷钨酸。
在本发明中，所述2,3-环氧丙基三烷基氯化铵具有式III所示的结构：
Figure BDA0001139562900000061
式III中，R为碳原子数为1～10的烷基，优选为碳原子数为1～5的烷基，更优选为碳原子数为1～3的烷基。在本发明中，2,3-环氧丙基三烷基氯化铵优选为2,3-环氧丙基三甲基氯化铵、2,3-环氧丙基三乙基氯化铵或2,3-环氧丙基三丙基氯化铵。
在本发明中，所述壳聚糖、质子酸和2,3-环氧丙基三烷基氯化铵的质量比优选为(16～20)：(2～5)：(15～30)，更优选为(17～18)：(3～4)：(20～25)。
在本发明中，所述步骤(3)反应完成后，优选将得到的反应产物的pH值调节至中性后进行过滤、洗涤和干燥，得到钻井液处理剂。在本发明中，所述过滤的方法优选为抽滤。在本发明中，优选进行三次洗涤，现用甲醇洗涤，再用异丙醇洗涤，最后用水洗涤。
本发明提供了一种钻井液处理剂，包括式A所示的结构：
Figure BDA0001139562900000071
式A中，n为1～10，优选为1～5，更优选为1～3；
m为1200～3100，优选为1500～3000，更优选为1800～2800，最优选为2000～2500；
M为碱金属元素，优选为Na或K；
R为碳原子数为1～10的烷基，优选为碳原子数为1～5的烷基，更优选为碳原子数为1～3的烷基。
在本发明中，所述钻井液处理剂的数均分子量优选为470000～1630000，更优选为600000～1400000，最优选为800000～1200000。
在本发明中，所述钻井液处理剂的制备方法与上述技术方案所述钻井液处理剂的制备方法一致，在此不再赘述。
本发明提供了一种钻井液，包括上述技术方法所述的钻井液处理剂。在本发明中，所述钻井液处理剂具有较好的抑制性能、润滑性能、降滤失性能以及抗盐污染性能，将其加入到钻井液中即可。本发明对所述钻井液中除钻井液处理剂外的其他成分没有特殊的限制，本领域技术人员可根据需要选择不同成分的钻井液基液。在本发明中，所述钻井液处理剂的用量优选为钻井液质量的1～2％，更优选为1.4～1.6％，最优选为1.5％。在本发明中，所述钻井液优选由以下组分组成：
1～2wt％的所述钻井液处理剂。
0.3～1.2wt％的流型调节剂；
2.2～8wt％的降滤失剂；
2～6wt％的封堵剂；
0.2～1.2wt％的pH值调节剂；
7～10wt％的氯化钾；
0.2～0.6wt％的含硫抗氧剂；
0.2～0.6wt％的碳酸盐；
余量为水。
在本发明中，所述钻井液处理剂的质量含量优选为1.2～1.5％，更优选为1.4～1.6％，最优选为1.5％。在本发明中，所述钻井液处理剂与上述技术方案所述钻井液处理剂一致，在此不再赘述。
在本发明中，所述流型调节剂的质量含量优选为0.5～1％，更优选为0.6～0.9％，最优选为0.7～0.8％。在本发明中，所述流型调节剂优选包括高粘度羧甲基纤维素钠盐和黄原胶中的一种或两种，更优选包括高粘度羧甲基纤维素钠盐和黄原胶。在本发明中，所述高粘度羧甲基纤维素钠盐和黄原胶的质量比优选为(0.5～1.5):1，更优选为(0.8～1.2)：1，最优选为1:1。
在本发明中，所述降滤失剂的质量含量优选为3～7％，更优选为4～6％，最优选为5％。在本发明中，所述降滤失剂优选包括低粘度羧甲基纤维素钠盐和羧甲基淀粉钠中的一种或两种，更优选包括低粘度羧甲基纤维素钠盐和羧甲基淀粉钠。在本发明中，所述低粘度羧甲基纤维素钠盐和羧甲基淀粉钠的质量比优选为(0.6～1):(2～7)，更优选为(0.7～0.9)：(3～6)，最优选为0.8：(4～5)。
在本发明中，所述封堵剂的质量含量优选为3～5％，更优选为4％。在本发明中，所述封堵剂优选包括碳酸钙、油溶树脂、无渗透封堵剂和磺化沥青中的一种或几种。
在本发明中，所述pH值调节剂的质量含量优选为0.5～1％，更优选为0.6～0.9％，最优选为0.7～0.8％。在本发明中，所述pH值调节剂优选包括氢氧化钠、氢氧化钾、氨水中的一种或几种。
在本发明中，所述氯化钾的质量含量优选为8～9％，更优选为9.5％。
在本发明中，所述含硫抗氧剂的质量含量优选为0.3～0.5％，最优选为0.4％。在本发明中，所述含硫抗氧剂优选包括亚硫酸氢钠、亚硫酸钠、硫化钠和硫磺中的一种或几种。
在本发明中，所述碳酸盐的质量含量优选为0.3～0.5％，更优选为0.4％。在本发明中，所述碳酸盐优选包括碳酸钠和碳酸钾中的一种或两种。
在本发明中，所述水的质量含量为钻井液中去除钻井液处理剂、流型调节剂、降滤失剂、封堵剂、pH值调节剂、氯化钾、含硫抗氧剂和碳酸盐后剩余的质量含量。本发明对水没有特殊的限制，优选采用去离子水。
本发明提供的钻井液中含有钻井液处理剂，所述钻井液处理剂具有较好的抑制性能、润滑性能、降滤失性能以及抗盐污染性能，通过钻井液处理剂与钻井液中其他成分的配合使用，使钻井液具有较好的抑制性能、润滑性能、降滤失性能以及抗盐污染性能；而且本发明提供的钻井液无固相颗粒，不会破坏油流通道，使本发明提供的钻井液具有较好的储层保护性；本发明提供的钻井液能有效解决强水敏性泥页岩、含泥岩等易坍塌地层及页岩气水平井的井壁失稳问题，满足储层保护要求。实验结果表明，本发明提供的钻井液的岩心一次回收率≥99％，岩心相对回收率≥99.6％；中压滤失量＜2mL；动态渗透率恢复值＞92％，静态渗透率恢复值＞95％。
此外，钻井液处理剂与钻井液中的其他成分配合使用，可以保护钻井液中的其他成分在高温下不易分解，使本发明提供的钻井液具有较好的抗温性能和抗污性能；而且钻井液处理剂具有较好的润滑性能，使本发明提供的钻井液润滑性能也较好。实验结果表明，本发明提供的钻井液的抗温性达到150℃，极压润滑系数＜0.07，抗盐性为饱和，抗钙性为15％，抗膨润土性为20％，抗水浸性为40％，抗原油性为20％。
另外，本发明提供的钻井液无毒、无害，安全环保；而且成本较低。
本发明提供了一种上述技术方案所述钻井液的制备方法，包括：
将所述钻井液处理剂、流型调节剂、降滤失剂、封堵剂、pH值调节剂、碳酸盐、氯化钾、含硫抗氧剂和水混合后进行老化处理，得到钻井液。
在本发明中，所述钻井液处理剂、流型调节剂、降滤失剂、封堵剂、pH值调节剂、碳酸盐、氯化钾、含硫抗氧剂和水以及它们的用量与上述技术方案所述钻井液处理剂、流型调节剂、降滤失剂、封堵剂、pH值调节剂、碳酸盐、氯化钾、含硫抗氧剂和水以及它们的质量含量一致，在此不再赘述。
在本发明中，所述老化处理的温度优选为140～160℃，更优选为155～165℃，最优选为150℃。在本发明中，所述老化处理的时间优选为14～18小时，更优选为16小时。
本发明提供的方法以上述钻井液处理剂为原料制备钻井液，在制备钻井液的过程中通过钻井液处理剂与钻井液中其他成分的配合使用，使制备得到的钻井液具有较好的抑制性能、降滤失性能和储层保护性能。此外，本发明提供的方法制备得到的钻井液还具有较好的抗温性、润滑性、抗污性。另外，本发明提供的方法制备得到的钻井液无毒、无害，安全环保；而且成本较低。
本发明以下实施例所用到的原料均为市售商品，所采用的壳聚糖为山东奥康生物科技有限公司提供的数均分子量为200000～500000的壳聚糖，2,3-环氧丙基三乙基氯化铵为上海依赫生物科技有限公司公司提供的，2,3-环氧丙基三丙基氯化铵为山东一飞药业有限公司提供的。
实施例1
按重量份将16份的壳聚糖(数均分子量为200000)、150份的水、20份的氢氧化钠和40份的甲醇搅拌混合均匀，在50℃进行0.5小时的反应，得到第一中间产物；将第一中间产物与24份的氯代乙酸在55℃下搅拌反应2小时，得到第二中间产物；向第二中间产物中加入2份的氨基磺酸完全溶解后，再加入15份的2,3-环氧丙基三甲基氯化铵在60℃下反应2小时，得到红褐色粘稠状液体；将上述液体的pH值调制中性，过滤得到固体，用20份甲醇洗涤固体后抽滤，再用40份的丙醇洗涤固体后抽滤，最后用100份的水洗涤固体后抽滤，干燥得到钻井液处理剂，收率为95.42％。
对本发明实施例1制备得到的钻井液处理剂进行红外光谱检测，检测结果如图1所示，图1为本发明实施例1制备得到的钻井液处理剂的红外光谱图。可以看出，波数1151cm-1为C-O-C的伸缩振动峰，可确定有壳聚糖单元结构；波数1600、1420cm-1处出现明显的羧酸盐羰基不对称和对称伸缩振动吸收峰；在波数1419cm-1为C-N键的吸收峰，1196cm-1为C-N键的弯曲振动峰，可确定含有季铵盐的结构。说明羧甲基、2,3-环氧丙基三甲基氯化铵已被引入到了壳聚糖分子结构中。本发明实施例1提供的方法能够制备得到包括式A结构的目标产物。
实施例2
按重量份将16份的壳聚糖(数均分子量为240000)、170份的水、25份的碳酸钠和45份的乙醇混合均匀，在60℃下进行1小时的反应，得到第一中间产物；将第一中间产物和30份的氯代丙酸在60℃下搅拌反应2.5小时，得到第二中间产物；在第二中间产物中加入3份的对甲苯磺酸完全溶解后，再加入18份的2,3-环氧丙基三乙基氯化铵，在70℃下反应2.5小时，得到红褐色粘稠状液体；将上述液体的pH值调节至中性，过滤得到固体；将固体用25份甲醇洗涤后抽滤，再用50份的异丙醇洗涤后抽滤，最后用120份的水洗涤后抽滤干燥，得到钻井液处理剂，收率为95.57％。
对本发明实施例2制备得到的钻井液处理剂进行红外光谱检测，检测结果如图2所示，图2为本发明实施例2制备得到的钻井液处理剂的红外光谱图。可以看出，波数1150cm-1为C-O-C的伸缩振动峰，可确定有壳聚糖单元结构；波数1602、1423cm-1处出现明显的羧酸盐羰基不对称和对称伸缩振动吸收峰；在波数1417cm-1为C-N键的吸收峰，1192cm-1为C-N键的弯曲振动峰，可确定含有季铵盐的结构。说明羧化基团、季铵基团已被引入到了壳聚糖分子结构中。本发明实施例2提供的方法能够制备得到包括式A结构的目标产物。
实施例3
按重量份将18份的壳聚糖(数均分子量为280000)、180份的水、30份的氢氧化钾和45份的丙醇混合搅拌均匀，在70℃下进行1.5小时的反应，得到第一中间产物；将第一中间产物和36份的氯代丁酸在65℃下搅拌反应3小时，得到第二中间产物；在第二中间产物中加入4份的十二烷基苯磺酸完全溶解后，再加入24份的2,3-环氧丙基三丙基氯化铵，在80℃下反应3小时，得到红褐色粘稠状液体；将上述液体的pH值调节值中性，过滤得到固体，用30份甲醇洗涤固体后抽滤，然后用60份的异丙醇洗涤后抽滤，最后用160份的水洗涤后抽滤干燥，得到钻井液处理剂，收率为95.88％。
对本发明实施例3制备得到的钻井液处理剂进行红外光谱检测，检测结果如图3所示，图3为本发明实施例3制备得到的钻井液处理剂的红外光谱图。可以看出，波数1153cm-1为C-O-C的伸缩振动峰，可确定有壳聚糖单元结构；波数1605、1428cm-1处出现明显的羧酸盐羰基不对称和对称伸缩振动吸收峰；在波数1419cm-1为C-N键的吸收峰，1194cm-1为C-N键的弯曲振动峰，可确定含有季铵盐的结构。说明羧化基团、季铵基团已被引入到了壳聚糖分子结构中。本发明实施例3提供的方法能够制备得到包括式A结构的目标产物。
实施例4
按重量份将19份的壳聚糖(数均分子量为300000)、190份的水、35份的碳酸钾和50份的丁醇搅拌混合均匀，在75℃下反应1.5小时，得到第一中间产物；将第一中间产物与42份的氯代乙酸在70℃下搅拌反应3.5小时，得到第二中间产物；在第二中间产物中加入4份的磷钨酸完全溶解后，再加入28份的2,3-环氧丙基三甲基氯化铵在90℃下反应4小时，得到红褐色粘稠状液体；将上述液体的pH值调至中性，过滤得到固体，用40份的甲醇洗涤抽滤，再用70份的异丙醇洗涤抽滤，最后用180份的水洗洗涤抽滤干燥，得到钻井液处理剂，收率为96.14％。
对本发明实施例4制备得到的钻井液处理剂进行红外光谱检测，检测结果如图4所示，图4为本发明实施例4制备得到的钻井液处理剂的红外光谱图。可以看出，波数1149cm-1为C-O-C的伸缩振动峰，可确定有壳聚糖单元结构；波数1601、1425cm-1处出现明显的羧酸盐羰基不对称和对称伸缩振动吸收峰；在波数1414cm-1为C-N键的吸收峰，1191cm-1为C-N键的弯曲振动峰，可确定含有季铵盐的结构。说明羧化基团、季铵基团已被引入到了壳聚糖分子结构中。本发明实施例4提供的方法能够制备得到包括式A结构的目标产物。
实施例5
按重量份将20份的壳聚糖(数均分子量为500000)、200份的水、40份的氢氧化钾和60份的异丙醇搅拌混合均匀，在80℃下反应2小时，得到第一中间产物；将第一中间产物和48份的氯代丁酸在80℃下搅拌反应4小时，得到第二中间产物；在第二中间产物中加入5份的氨基磺酸完全溶解后，再加入30份的2,3-环氧丙基三甲基氯化铵，在90℃下反应4小时，得到红褐色粘稠状液体；将上述液体的pH值调至中性，过滤得到固体，用20份的甲醇洗涤固体后抽滤，然后用80份的丙醇洗涤抽滤，最后用200份水洗涤抽滤干燥，得到钻井液处理剂，收率为96.75％。
对本发明实施例5制备得到的钻井液处理剂进行红外光谱检测，检测结果如图5所示，图5为本发明实施例5制备得到的钻井液处理剂的红外光谱图。可以看出，波数1148cm-1为C-O-C的伸缩振动峰，可确定有壳聚糖单元结构；波数1603、1427cm-1处出现明显的羧酸盐羰基不对称和对称伸缩振动吸收峰；在波数1417cm-1为C-N键的吸收峰，1195cm-1为C-N键的弯曲振动峰，可确定含有季铵盐的结构。说明羧化基团、季铵基团已被引入到了壳聚糖分子结构中。本发明实施例5提供的方法能够制备得到包括式A结构的目标产物。
实施例6
按照下述方法测试本发明实施例1～5制备得到的钻井液处理剂的抑制性：
将上述质量浓度为1％的钻井液处理剂水溶液在7000转/分的速度下高速搅拌5min后，倒入老化罐中备用；取2.0mm～5.0mm的岩屑于103℃下干燥4h，降至室温；称取G0g岩屑放入老化罐与上述质量浓度为1％的钻井液处理剂水溶液于150℃下滚动16h，降温后取出，用孔径0.42mm筛回收岩屑，于103℃下干燥4h，降至室温称量回收岩屑质量记为G1；然后将已称过重的回收岩屑放入清水中于150℃下滚动2h，降温后取出，用孔径0.42mm筛回收岩屑，于103℃下干燥4h，冷却至室温称量回收岩屑质量，记为G2；按照下面的公式计算页岩一次回收率、页岩二次回收率和页岩相对回收率：
页岩一次回收率＝G1/G0×100％；
页岩二次回收率＝G2/G0×100％；
页岩相对回收率＝页岩二次回收率/页岩一次回收率×100％。
测试结果如表1所示，表1为本发明实施例1～5制备得到的钻井液处理剂的抑制性能测试结果。
表1本发明实施例1～5制备得到的钻井液处理剂的抑制性能测试结果
Figure BDA0001139562900000131
注：R1为页岩一次回收率，R为页岩相对回收率
由表1可知，本发明实施例提供的页岩在质量浓度为1％的钻井液处理剂中150℃高温滚动16小时，页岩一次回收率＞98％，相对回收率＞99％，具有较好的抑制防塌性能。
实施例7
按照下述方法测试本发明实施例1～5制备得到的钻井液处理剂的润滑性能：
采用郑州南北仪器设计有限公司提供的EP型号的极压润滑仪，设定仪器在300r/min下运转15min，然后调节转速为60r/min；
将仪器中的滑块浸入上述质量浓度为1％的钻井液处理剂水溶液，调扭力扳手值为16.95N/m，仪器运转5min，读出质量浓度为1％的钻井液处理剂水溶液浸泡滑块时仪器上显示的数值，极压润滑系数计算公式为：
Figure BDA0001139562900000141
上式中：K为极压润滑系数；
X为质量浓度为1％的本发明提供的钻井液处理剂水溶液浸泡滑块时仪器上显示的数值。
测试结果如表2所示，表2为本发明实施例1～5制备得到的钻井液处理剂的润滑性能测试结果。
表2本发明实施例1～5制备得到的钻井液处理剂的润滑性能测试结果
Figure BDA0001139562900000142
由表2可知，质量浓度为1％的钻井液处理剂的极压润滑系数＜0.1，与蒸馏水相比，润滑系数降低率＞70％，具有较好的润滑性能。
实施例8
按照下述方法测试本发明实施例1～5制备得到的钻井液处理剂的降滤失性能：
在淡水土浆中加入质量浓度为1.5％的钻井液处理剂，在7000转/分的速度下高速搅拌5min后，倒入老化罐中于150℃下滚动16h，降温后取出，在中压失水测定仪上测试钻井液的中压失水量FL，单位为mL。
测试结果如表3所示，表3为本发明实施例1～5制备得到的钻井液处理剂降滤失性能测试结果。
表3本发明实施例1～5制备得到的钻井液处理剂降滤失性能测试结果
Figure BDA0001139562900000151
注：热滚条件为150℃、16小时。
AV为表观粘度，PV为塑性粘度，YP为动切力，G′/G″为动切力，FL为中压滤失量
由表3可知，在350mL质量浓度为6％的淡水土浆(淡水土浆制备方法：在1L水中加入3g无水碳酸钠和60g钻井液试验用钠膨润土，搅拌20min后，室温放置24h后制得，膨润土在淡水土浆中的质量浓度为6％)加入1.5％的钻井液处理剂，150℃下高温滚动16小时后，与不加钻井液处理剂的淡水土浆相比，中压滤失量由40mL降低至4.2～3.2mL，滤失量降低率达到89～92％，具有较好的降滤失性能。
实施例9
按照下述方法测试本发明实施例1～5制备得到的钻井液处理剂的抗盐污染性能：
在盐水基浆中加入质量浓度为1.5％的钻井液处理剂，在7000转/分的速度下高速搅拌5min后，倒入老化罐中于150℃下滚动16h，降温后取出，在中压失水测定仪上测试钻井液的中压失水量FL，单位为mL。
测试结果如表4所示，表4为本发明实施例1～5制备得到的钻井液处理剂的抗盐污染性能测试结果。
表4实施例1～5制备得到的钻井液处理剂的抗盐污染性能测试结果
Figure BDA0001139562900000161
热滚条件：150℃、16小时；FL为中压滤失量。
由表4可知，在350mL的盐水基浆(在淡水基浆中加入4％的NaCl，高速搅拌20min，于室温下养护24h后制得，所述淡水基浆与上述技术方案所述淡水土浆的制备方法一致)中加入1.5％的钻井液处理剂，在150℃高温热滚16小时后，跟不加入钻井液处理剂的盐水基浆相比，中压滤失量由110mL降至7.8～8.8mL，滤失量降低率达到92～92.91％，本发明提供的钻井液处理剂在盐污染后能然能够显著降低钻井液滤失量，具有较好的抗盐污染性能。
实施例10
在396g水中加入4g本发明实施例1制备得到的钻井液处理剂，在5000r/min的速度下搅拌5分钟，向其中加入0.6g的高粘度羧甲基纤维素钠盐HV-CMC，0.6g的黄原胶XC，1.4g的低粘度羧甲基纤维素钠盐LV-CMC，在5000r/min的速度下搅拌20分钟，再加入7.4g的羧甲基淀粉钠CMS-Na，8g的超细碳酸钙，0.8g的NaOH，0.8g的Na2CO3，在5000r/min的速度下搅拌20分钟，再加入28g的氯化钾，0.8g的亚硫酸氢钠，在5000r/min的速度下搅拌20分钟，装入老化罐内经150℃滚动16h，得到钻井液。
实施例11
在394g水中加入6g本发明实施例2制备得到的钻井液处理剂，在5000r/min的速度下搅拌5分钟，向其中加入2g的高粘度羧甲基纤维素钠盐HV-CMC，2g的黄原胶XC，4g的低粘度羧甲基纤维素钠盐LV-CMC，在5000r/min的速度下搅拌20分钟，再加入16g的羧甲基淀粉钠CMS-Na，20g的无渗透封堵剂WLP，4g的NaOH，2g的Na2CO3，在5000r/min的速度下搅拌20分钟，再加入36g的氯化钾，2g的亚硫酸氢钠，在5000r/min的速度下搅拌20分钟，装入老化罐内经150℃滚动16h，得到钻井液。
实施例12
在392g水中加入8g本发明实施例3制备得到的钻井液处理剂，在5000r/min的速度下搅拌5分钟，向其中加入1.8g的高粘度羧甲基纤维素钠盐HV-CMC，1.8g的黄原胶XC，5g的低粘度羧甲基纤维素钠盐LV-CMC，在5000r/min的速度下搅拌20分钟，再加入27g的羧甲基淀粉钠CMS-Na，24g的磺化沥青，4.8g的NaOH，2.4g的Na2CO3，在5000r/min的速度下搅拌20分钟，再加入40g的氯化钾，2.4g的硫磺，在5000r/min的速度下搅拌20分钟，装入老化罐内经150℃滚动16h，得到钻井液。
实施例13
测试本发明实施例10～12制备得到的钻井液的表观粘度、塑性粘度、动切力、静切力、中压滤失量、高压滤失量、抗盐性能、抗钙性能、抗膨润土性能、抗水浸性能、抗原油性能、岩心一次回收率、岩心相对回收率、极压润滑系数、动态渗透率恢复值、静态渗透率恢复值和抗温性能。
按照GB/T 16783.1-2014《石油天然气工业钻井液现场测试第1部分：水基钻井液》的标准，测试本发明提供的钻井液的表观粘度、塑性粘度、动切力、静切力、中压滤失量、高温高压滤失量、抗盐性能、抗钙性能、抗膨润土性能、抗水浸性能、抗原油性能。
按照钻井液岩心回收率测试方法，测试本发明提供的钻井液的岩心一次回收率和相对回收率，具体操作如下：
量取350mL本发明提供的钻井液于高搅杯中，在7000r/min的速度下搅拌5min后，将钻井液倒入老化罐中备用；取2.0mm～5.0mm的岩屑于103℃下干燥4h，降至室温，称取G0g岩屑放入老化罐与老化罐中的钻井液于180℃下滚动16h，降温后取出，用孔径为0.42mm筛回收岩屑，于103℃下干燥4h，降至室温称量回收岩屑质量记为G1；然后将已称过重的回收岩屑放入清水中于180℃下滚动2h，降温后取出，用孔径为0.42mm的筛回收岩屑，于103℃下干燥4h，冷却至室温称量回收岩屑质量记为G2。分别计算一次页岩回收率R1、二次页岩回收率R2和相对页岩回收率R。
R1＝G1/G0×100％；
R2＝G2/G0×100％；
R＝R2/R1×100％。
按照下述方法测试本发明提供的钻井液的极压润滑系数：
采用郑州南北仪器设计有限公司提供的EP型号的极压润滑仪，设定仪器在300r/min下运转15min，然后调节转速为60r/min；
将仪器中的滑块浸入本发明提供的钻井液中，调扭力扳手值为16.95N/m，仪器运转5min，读出本发明提供的钻井液浸泡滑块时仪器上显示的数值，极压润滑系数计算公式为：
Figure BDA0001139562900000181
上式中：K为极压润滑系数；X为本发明提供的钻井液浸泡滑块时仪器上显示的数值。
按照下述方法测试本发明提供的钻井液的储层保护性：
采用北京中慧天诚科技有限公司提供的Fann-389AP型号的全自动渗透率封堵装置；将全自动渗透率封堵装置温度升到120℃，装入岩心，用煤油进行渗透，记录初始压力、最高压力、稳定压力，围压要比流动压力大2MPa；
采用本发明提供的钻井液进行反向动态或静态污染，用量筒接收液体并记录所用时间及体积；
再用煤油进行正向渗透，记录初始压力、最高压力、稳定压力；
污染前的稳定压力与污染后的稳定压力的比值即为渗透率恢复值，反映了本发明提供的钻井液对地层岩石的伤害程度。
按照《GB/T 16783.1-2014石油天然气工业钻井液现场测试第1部分：水基钻井液》标准，测试本发明提供的钻井液的抗温性能。
测试结果如表5所示，表5为本发明实施例10～实施例12制备得到的钻井液的性能测试结果
表5本发明实施例10～实施例12制备得到的钻井液的性能测试结果
Figure BDA0001139562900000182
Figure BDA0001139562900000191
由以上实施例可知，本发明提供了一种钻井液处理剂的制备方法，包括以下步骤：(1)将壳聚糖、水、碱性化合物和醇类化合物进行反应，得到第一中间产物；(2)将第一中间产物和氯代羧酸进行反应，得到第二中间产物；(3)将第二中间产物、质子酸和2,3-环氧丙基三烷基氯化铵进行反应，得到钻井液处理剂。本发明提供的方法制备得到具有特定结构的钻井液处理剂，这种特定结构的钻井液处理剂具有较好的抑制性能、润滑性能、降滤失性能和抗盐污染性能，可应用与钻井液中。此外，本发明提供的钻井液处理剂的制备方法反应条件温和，操作步骤简单，产品收率高。
以上所述的仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (9)

1.一种钻井液处理剂的制备方法，包括以下步骤：
(1)将壳聚糖、水、碱性化合物和醇类化合物进行反应，得到第一中间产物；
(2)将第一中间产物和氯代羧酸进行反应，得到第二中间产物；
(3)将第二中间产物、质子酸和2,3-环氧丙基三烷基氯化铵进行反应，得到钻井液处理剂；
所述壳聚糖具有式I所示的结构：
Figure FDA0002133286700000011
式I中，m为1200～3100；
所述碱性化合物为碱金属氢氧化物或碱金属碳酸盐；
所述氯代羧酸具有式II所示的结构：
Figure FDA0002133286700000012
式II中，n为1～10；
所述2,3-环氧丙基三烷基氯化铵具有式III所示的结构：
式III中，R为碳原子数为1～10的烷基；
所述步骤(1)中的反应温度为50～80℃；
所述步骤(1)中壳聚糖、水、碱性化合物和醇类化合物的质量比为(16～20)：(150～200)：(20～40)：(40～60)；
所述壳聚糖和氯代羧酸的质量比为(16～20)：(24～48)；
所述质子酸为磺酸、苯磺酸或钨酸；
所述壳聚糖、质子酸和2,3-环氧丙基三烷基氯化铵的质量比为(16～20)：(2～5)：(15～30)。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述碱性化合物为氢氧化钠、碳酸钠、氢氧化钾或碳酸钾。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述醇类化合物为碳原子数为1～10的醇类化合物。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述式II中，n为1～5。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(2)中的反应温度为55～80℃。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述式III中，R为碳原子数为1～5的烷基。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤(3)中反应的温度为60～110℃。
8.一种钻井液处理剂，包括式A所示的结构：
式A中，n为1～10，m为1200～3100；
M为碱金属元素，R为碳原子数为1～10的烷基。
9.一种钻井液，包括权利要求1～7中任意一项所述的方法制备得到的钻井液处理剂或权利要求8所述的钻井液处理剂。
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