CN108239524B

CN108239524B - 一种钻井液用微乳离子液防水锁剂

Info

Publication number: CN108239524B
Application number: CN201611203328.9A
Authority: CN
Inventors: 张妍; 蓝强; 徐运波; 张鹏; 张虹; 郑成胜; 夏晔; 陈健; 张敬辉; 刘振东
Original assignee: Sinopec Oilfield Service Corp; Sinopec Shengli Petroleum Engineering Corp; Drilling Technology Research Institute of Sinopec Shengli Petroleum Engineering Corp
Current assignee: Drilling Fluid Technology Service Center Of Sinopec Shengli Petroleum Engineering Co ltd; China Petrochemical Corp; Sinopec Oilfield Service Corp; Sinopec Shengli Petroleum Engineering Corp
Priority date: 2016-12-23
Filing date: 2016-12-23
Publication date: 2019-11-05
Anticipated expiration: 2036-12-23
Also published as: CN108239524A

Abstract

本发明涉及一种钻井液用微乳离子液防水锁剂，包括按质量百分比计算如下组分含量：离子液体20~30%、正丁醇20~25%、甲醇2~5%、低分子聚合醇5~10%、脂肪醇聚氧乙烯醚6~8%、失水山梨醇脂肪酸酯3~5%、余量为水。本发明通过采用离子液微乳液合成方法，使其能稳定存在于微乳液核中，采用离子液、低分子聚合醇、正丁醇、甲醇及复合表面活性剂相结合的方法，达到高效防水锁和解除水锁的作用，加入低分子聚合醇进一步增强体系的防水锁作用。钻井液用微乳离子液自吸速率降低率超过90%，驱替返排压力降低率超过85%，且对钻井液性能影响不大。可有效降低储层伤害，渗透率恢复率超过90%。

Description

一种钻井液用微乳离子液防水锁剂

技术领域

本发明涉及一种钻井液用微乳离子液防水锁剂，具体说在低渗储层钻井过程中预防和解除由于孔隙过小引起的自吸和水锁问题。

背景技术

在全国范围内，低渗透油藏探明储量越来越高，尤其是胜利油田，“十二五”期间，其储量已经达到10×10⁸吨，这一类油气藏具有非均质性、物性差、丰度低、储层敏感性强、易伤害等特点，目前这类储层的动用程度低。在低渗油气田开发过程中，钻井、完井、压裂等过程中，不可避免与外来流体接触，由于储层孔喉很小，存在较大的毛细管作用，外来流体会进入到储层深部，单靠地层自身压力不足以将侵入流体完全排出，导致储层含水饱和度升高，油气相对渗透率大幅度降低，从而引起水锁。水锁伤害是低渗油气藏、致密油气藏、页岩油气藏的主要伤害因素，严重影响了上述类型油气藏的开发效率。因此，研制高效防水锁剂成了高效开发难动用储层的关键技术。目前，国内外已经开发出多种防水锁剂，比较常用的有甲醇等低碳一元醇、乙二醇单丁醚等醇醚、烷基酚聚氧乙烯醚等非离子表面活性剂、氟碳表面活性剂等，如，付美龙等针对双河油田低渗砂岩油藏，研制了一种防水锁剂，配方主要含SATRO、烷基磺酸盐、甲醇和FX-02，油水界面张力可达超低，渗透率保留率超过85%；贾云林等针对盆5凝析气藏，研制出含氟表面活性剂ST，并和醇类结合形成防水锁剂SCJ，该剂可将岩石润湿性转变成中性润湿，自吸量从66.89%降低至36.85%；王军针对吉林油田低渗油田，采用氯化钾、氟碳表面活性剂（FC-3B）及甲醇等组成防水锁剂配方，表面张力达21.32mN/m，岩心渗透率回复率可达98.74%；李颖颖等利用高玻璃温度硬单体、高附着软单体以及全氟烷基侧链合成出防水锁剂FCS，该剂能使油水界面张力降低至0.25mN/m，使渗透率恢复率高达87.5%；李宁等优选出防水锁剂SATRO-1和HUL，可将有效降低毛细管力、减小自吸侵入速度。此外，CN201110041153.7公开了一种钻井液用防水锁剂，主要含有降低界面张力的表面活性剂、增溶油相的助表面活性剂、植物油/矿物油等组分，其表面活性剂主要为烷基硫酸盐、磺酸盐或脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸盐等，助表面活性剂主要为低分子醇或聚合醇，采用常规混合方式形成。CN201210093359.9公开了一种油田用防水锁剂，主要含有非离子表面活性剂C₆H₁₃(C₂H₄O)₆(C₃H₆O)₃CH₃、两性表面活性剂N,N –二甲基–辛基羟基磺酸基菜碱和有机极性物辛-癸烷，采用常规混合方式形成。CN201210388177.4公开了一种钻井液用防水锁剂，主要采用丙烯酸丁酯单体、甲基丙烯酸甲酯单体、丙烯酰胺单体和甲基丙烯酸十三氟辛酯，通过自由聚合、分次投料方式形成。上述三种方法只涉及到单独表面活性剂复配，或多种聚合物单体聚合形成防水锁剂，没有涉及到离子液形成防水锁剂的方法。

CN201080021535.7公开了一种井眼处理方法和钻井液，在钻井液中引入离子液，提高钻井液的温度稳定性。CN201410662295.9公开了一种采用离子液提高钻井液高温抑制性、稳定性的方法，离子液主要由含杂环离子构成。CN201510411687.2公开了一种采用咪唑类离子液提高钻井液高温流变稳定性的方法，主要含有1-烷基-3-甲基咪唑四氟硼酸、聚合物和膨润土。上述三种方法只涉及到简单地在钻井液中加入离子液，这种加入会导致离子分散到水相中，使其作用大幅度降低，且没有涉及到专门用于页岩抑制作用。

发明内容

本发明的目的是为了解决当前钻井液用防水锁剂用量较大，效果持续性不佳缺点，提供一种钻井液用微乳离子液防水锁剂及其制备方法，该方法简单、可靠，所制得的防水锁剂对具有快速、防水锁效率高和解除水锁效果明显的优点。

本发明采用技术方案如下：

一种钻井液用微乳离子液防水锁剂，按质量百分比计算如下组分含量：离子液体20~30%、正丁醇20~25%、甲醇2~5%、低分子聚合醇 5~10%、脂肪醇聚氧乙烯醚6~8%、失水山梨醇脂肪酸酯3~5%、余量为水。

本发明技术方案中所述的离子液体为1-丁基-3-甲基咪唑六氟磷酸盐[C₈H₁₅N₂F₆P] 、1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐[C₈H₁₅N₂BF₄]或1-丁基-2,3-二甲基咪唑四氟硼酸盐[C₉H₁₇BF₄N₂]中的一种或任意两种组合，这是一种常见的离子液体，疏水性很强，在水中溶解度低，通过双连续相微乳方法将其封装在乳液滴核中，增强其在水中的分散。

本发明技术方案所述的低分子聚合醇为二聚丙二醇[(C₆H₁₂O₂]、二聚丙三醇[C₆H₁₄O₅]或丙三醇[C₃H₈O₃] 中的一种或任意两种组合，可提高离子液的微乳化，同时辅助提高体系的防水锁作用。

本发明技术方案所述的脂肪醇聚氧乙烯醚为平平加型表面活性剂系列[RO(CH₂CH₂O)_nH]，其中，n取值为3、8、9、10、15、20、25、30或35，型号分别为为O-3、O-8、O-9、O-10、O-15、O-20、O-25、O-30或O-35，进一步优选为O-15、O-20和O-25中的一种或任意两种组合。

本发明技术方案所述的失水山梨醇脂肪酸酯为斯潘表面活性剂系列，优选为S-40、S-60或S-80中的一种或任意两种组合。其中，40表示单棕榈酸酯，60表示单硬脂酸酯，80表示单油酸酯。

本发明具体的制备方法，包括下面的步骤：

（1）将20~30g离子液加入到反应容器中，加温至50~70℃；搅拌速度为750-850 r/min，搅拌过程中缓慢加入10~15g水；加入2~5g甲醇，待溶解完毕后，加入3~5g失水山梨醇脂肪酸酯，再次搅拌均匀，约15-25min加完；

（2）向上述反应器中再缓慢滴加10~15g水，继续搅拌，待滴加结束后，加入6~8g的脂肪醇聚氧乙烯醚，过程中温度维持50~70℃，继续搅拌25-35min；

（3）将反应器温度降低至25~35℃，一次性加入3~11g水，继续搅拌15-25min后缓慢滴加20~25g正丁醇，将搅拌速度提高至1500-2500 r/min，直至出现透明相出现，冷却至室温，加入5~10g低分子聚合醇，继续搅拌25-35min，直至体系不再出现分层，出料即可得到钻井液用微乳离子液防水锁剂。

与现有技术相比，本发明效果更为突出：（1）本发明钻井液用微乳离子液防水锁剂以高疏水离子液为基础，采用微乳液方法提高其水相分散性，使其能稳定存在于微乳液核中；（2）采用离子液、低分子聚合醇、正丁醇、甲醇及复合表面活性剂相结合的方法，达到高效防水锁和解除水锁的作用；（3）加入低分子聚合醇进一步增强体系的防水锁作用；（4）微乳离子液防水锁剂自吸速率降低率超过95%，驱替返排压力降低率超过85%，且对钻井液性能影响不大，可有效降低储层伤害，渗透率恢复率超过90%（附图1、图2和图3）；（5）本发明方法简单、易行，容易推广。

附图说明

图1 不同体系单位长度吸液质量随时间平方根的变化效果图；

图2 不同体系的驱替压力降低率效果图；

图3 不同体系的渗透率恢复率效果图。

具体实施例

下面结合实施例进一步阐述本发明。

实施例1：

将24g 1-丁基-3-甲基咪唑六氟磷酸盐加入到反应容器中，加温至70℃；搅拌速度为800 r/min，搅拌过程中缓慢加入10g水；加入5g甲醇，待溶解完毕后，加入3g失水山梨醇脂肪酸酯S-40，再次搅拌均匀，约20min加完；向上述反应器中再缓慢滴加10g水，继续搅拌，待滴加结束后，加入6g的脂肪醇聚氧乙烯醚O-15，过程中温度维持50℃，继续搅拌30min；将反应器温度降低至25℃，一次性加入11g水，继续搅拌20min后缓慢滴加25g正丁醇，将搅拌速度提高至2000 r/min，直至出现透明相出现，冷却至室温，加入10g丙三醇，继续搅拌30min，直至体系不再出现分层，出料即可得到钻井液用微乳离子液防水锁剂。

实施例2：

将20g 1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐加入到反应容器中，加温至60℃；搅拌速度为800 r/min，搅拌过程中缓慢15g水；加入3g甲醇，待溶解完毕后，加入4g失水山梨醇脂肪酸酯S-60，再次搅拌均匀，约20min加完；向上述反应器中再缓慢滴加15g水，继续搅拌，待滴加结束后，加入7g的脂肪醇聚氧乙烯醚O-25，过程中温度维持70℃，继续搅拌30min；将反应器温度降低至30℃，一次性加入6g水，继续搅拌20min后缓慢滴加23g正丁醇，将搅拌速度提高至2000 r/min，直至出现透明相出现，冷却至室温，加入7g二聚丙三醇，继续搅拌30min，直至体系不再出现分层，出料即可得到钻井液用微乳离子液防水锁剂。

实施例3：

将30g 1-丁基-2,3-二甲基咪唑四氟硼酸盐加入到反应容器中，加温至50℃；搅拌速度为800 r/min，搅拌过程中缓慢12g水；加入2g甲醇，待溶解完毕后，加入5g失水山梨醇脂肪酸酯S-80，再次搅拌均匀，约20min加完；向上述反应器中再缓慢滴加15g水，继续搅拌，待滴加结束后，加入8g的脂肪醇聚氧乙烯醚O-20，过程中温度维持60℃，继续搅拌30min；将反应器温度降低至35℃，一次性加入3g水，继续搅拌20min后缓慢滴加20g正丁醇，将搅拌速度提高至2000 r/min，直至出现透明相出现，冷却至室温，加入5g二聚丙二醇，继续搅拌30min，直至体系不再出现分层，出料即可得到钻井液用微乳离子液防水锁剂。

性能测试

（1）自吸速率测试：采用毛管自吸评价实验装置进行测试。选取初始渗透率为0.1~1mD的岩心，烘干备用；用聚四氟乙烯密封带密封岩心的侧面，一端用夹持器夹住，悬挂在精密天平挂钩上；将装有溶液的容器放于可升降的平台上，除天平外所有仪器均放置于密闭恒温箱；打开密闭恒温箱的加热器，达到实验温度；将天平的读数清零，旋转上升平台；在岩心底端面接触溶液瞬间计时，同时记录精密天平上的读数；实验结束后，可由岩心吸入液体质量随时间的变化情况进行自吸损害程度的评价或表面活性剂的优选。实验测试上述三种实施例自吸量随时间的平方根的变化，并与常用防水锁剂聚合醇进行比较。

（2）驱替返排压力降低率测试：采用相对渗透率仪进行测试。选取初始渗透率为0.1~1mD的岩心，烘干备用；测试岩心的气测渗透率、孔隙度和饱和前的质量；将岩心放置于测试溶液中，抽真空饱和，至完全饱和没有气泡冒出为止；将饱和后的岩心用滤纸吸干表面的液体，称量饱和后岩心质量；饱和后的岩心放置于静态岩心流动装置的夹持器中，用氮气在不同的压力下驱替岩心中的液体，同时测试岩心在不同压力驱替后的气测渗透率，称量岩心在不同压力驱替后的质量，计算不同驱替压力下的含水饱和度。实验测试加入上述三种实施例前后驱替压力变化情况，并与常用防水锁剂聚合醇进行比较。

（3）渗透率恢复率测试：采用高温高压储层伤害评价装置测试渗透率恢复率。选取初始渗透率为0.1~1mD的岩心，烘干备用；将岩心用模拟地层水抽真空饱和，用煤油驱替，建立束缚水饱和度，测定污染前气测渗透率；然后用高温高压储层伤害评价装置对岩心进行污染，实验温度100℃，污染压差3.5MPa；接着将岩心从夹持器中取出，放入微波炉中用微波加热1min，微波温度为100℃；最后将岩心放入岩心夹持器，测定污染后岩心的气测渗透率，计算渗透率恢复率。实验测试加入上述三种实施例前后渗透率恢复率变化情况，并与常用防水锁剂聚合醇进行比较。

上述测试样品为上述实施例防水锁剂，在自吸速率实验中，配制成0.5%微乳离子液防水锁剂溶液，并与3%聚合醇进行对比，测试结果如图1所示。

从图1结果看出，本发明三个实施例自吸速率很低，最终自吸量均小于0.2g/cm，与水相自身自吸量4.63 g/cm相比低得多，自吸速率降低率分别达到96.98%、97.19%和96.76%，均高于95.00%，而作为对比的聚合醇的自吸速率降低率仅为89.85%，上述结果充分表明，钻井液用微乳离子液防水锁剂的防水锁效果突出，优于常规的聚合醇。

为了检测微乳离子液防水锁剂的解除水锁能力，接着测试了0.5%微乳离子液防水锁剂溶液的驱替返排压力降低率，并与3%聚合醇进行对比，测试结果如图2所示。

从图2结果看出，本发明三个实施例的驱替压力降低率较高，最终驱替压力降低率均高于85%，而作为对比的聚合醇的自吸速率降低率仅为67%，上述结果充分表明，钻井液用微乳离子液防水锁剂解除水锁效果突出，优于常规的聚合醇。

接着，还考察了微乳离子液防水锁剂对最终储层伤害的影响，配比为：400mL基浆（4%夏子街粘土+0.3%无水碳酸钠）+0.5%实施例样品，并与3%聚合醇进行对比，结果如图3所示。

从图3可以看出，加入微乳离子液防水锁剂后，体系的渗透率恢复率均超过90%，而3%聚合醇的渗透率恢复率为86.75%。这充分证明了该微乳离子液防水锁剂的储层保护作用。

因此，通过采用离子液微乳液合成方法，使其能稳定存在于微乳液核中，采用离子液、低分子聚合醇、正丁醇、甲醇及复合表面活性剂相结合的方法，达到高效防水锁和解除水锁的作用，加入低分子聚合醇进一步增强体系的防水锁作用。离子液在钻井液中以双连续微乳液滴形式存在，在加入钻井液后，具有一定的缓释作用，从而达到长效效果。

Claims

1.一种钻井液用微乳离子液防水锁剂，其特征在于包括按质量百分比计算的如下组分：离子液体20～30％、正丁醇20～25％、甲醇2～5％、低分子聚合醇5～10％、脂肪醇聚氧乙烯醚6～8％、失水山梨醇脂肪酸酯3～5％、余量为水。

所述离子液体为1-丁基-3-甲基咪唑六氟磷酸盐、1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐或1-丁基-2,3-二甲基咪唑四氟硼酸盐中的一种或任意两种组合；所述的低分子聚合醇为二聚丙二醇和/或二聚丙三醇；所述的脂肪醇聚氧乙烯醚为RO(CH₂CH₂O)_nH表面活性剂系列，其中，n取值为3、8、9、10、15、20、25、30或35；所述的失水山梨醇脂肪酸酯为斯潘表面活性剂系列。

2.根据权利要求1所述的钻井液用微乳离子液防水锁剂，其特征在于所述的脂肪醇聚氧乙烯醚型号分别为O-3、O-8、O-9、O-10、O-15、O-20、O-25、O-30或O-35中的一种或任意两种组合。

3.根据权利要求1所述的钻井液用微乳离子液防水锁剂，其特征在于所述的失水山梨醇脂肪酸酯为斯潘表面活性剂系列中的S-40、S-60或S-80中的一种或任意两种组合。

4.根据权利要求1所述钻井液用微乳离子液防水锁剂的制备方法，其特征在于包括如下步骤：

1)将20～30g离子液体加入到反应容器中，加温至50～70℃，搅拌速度为750-850r/min，搅拌过程中缓慢加入10～15g水和2～5g甲醇，待溶解完毕后，加入3～5g失水山梨醇脂肪酸酯，再次搅拌均匀；

2)向上述反应器中再缓慢滴加10～15g水，继续搅拌，待滴加结束后，加入6～8g的脂肪醇聚氧乙烯醚，过程中温度维持50～70℃，继续搅拌；

3)将反应器温度降低至25～35℃，一次性加入3～11g水，继续搅拌后缓慢滴加20～25g正丁醇，将搅拌速度提高至1500-2500r/min，直至出现透明相出现，冷却至室温，加入5～10g低分子聚合醇，继续搅拌，直至体系不再出现分层，出料即可得到钻井液用微乳离子液防水锁剂。

5.根据权利要求1所述钻井液用微乳离子液防水锁剂的制备方法，其特征在于包括如下步骤：

1)将20～30g离子液体加入到反应容器中，加温至50～70℃，搅拌速度为750-850r/min，搅拌过程中缓慢10～15g水和2～5g甲醇，待溶解完毕后，加入3～5g失水山梨醇脂肪酸酯，再次搅拌均匀，该步骤中加入过程时间控制在15-25min加完；

2)向上述反应器中再缓慢滴加10～15g水，继续搅拌，待滴加结束后，加入6～8g的脂肪醇聚氧乙烯醚，过程中温度维持50～70℃，继续搅拌25-35min；

3)将反应器温度降低至25～35℃，一次性加入3～11g水，继续搅拌15-25min后缓慢滴加20～25g正丁醇，将搅拌速度提高至1500-2500r/min，直至出现透明相出现，冷却至室温，加入5～10g低分子聚合醇，继续搅拌25-35min，直至体系不再出现分层，出料即可得到钻井液用微乳离子液防水锁剂。