CN109694700A - 一种水基钻井液 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种水基钻井液，包括甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液；甘油基葡萄糖苷具有式I结构，烷基糖苷聚醚具有式II结构；处理剂。与现有技术相比，本发明提供的钻井液中含有甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚，甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚具有协同作用，使钻井液具有优异的抑制性能，兼具抗高温、高润滑性能，本发明提供的水基钻井液以甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液为主体成分，这种钻井液具有良好的抑制性能、抗温性能、成膜性能和润滑性能。此外，本发明提供的钻井液无生物毒性，具有较好的环保性，这种钻井液适用于海洋及环保要求较高的地区钻井施工。

Description

一种水基钻井液
技术领域
本发明涉及石油钻探技术领域，尤其涉及一种水基钻井液。
背景技术
页岩油气钻探过程中，在钻遇高活性页岩等易坍塌地层时，目前现有的常规水基钻井液不能有效抑制高活性易坍塌地层的井壁失稳；强抑制水基钻井液虽然抑制防塌效果较好，且成本较低，绿色环保，但其性能仍未达到与油基钻井液相当的程度；因此，在钻遇活性高的页岩等易坍塌地层时，传统的解决办法仍然是首选油基钻井液。但油基钻井液也有诸多不足之处，具体表现为配制成本高、不利于录井作业、井漏时损失严重、钻屑后处理压力大等问题，这些缺点限制着油基钻井液更大规模的应用。
因此，在这种形势下，研发一种具有油基钻井液性能的水基钻井液体系成为现场亟需。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的在于提供一种水基钻井液，本发明提供的水基钻井液具有较好的抑制性能、抗温性能、润滑性能、封堵性能、储层保护性能和环保性能。
本发明提供了一种水基钻井液，包括：
甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液；
甘油基葡萄糖苷具有式I结构，烷基糖苷聚醚具有式II结构；
处理剂；
式I中，m为1～4，n为1～4；
式II中，R为碳原子数为1～10的烷基；
m1为1～3，n1为1～3，o为1～3。
在本发明中，甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的质量比优选为(30～40)：(20～30)，更优选为35:25。
在本发明中，甘油基葡萄糖苷在甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液中的质量浓度优选为30～40％，更优选为35％。在本发明中，烷基糖苷聚醚在甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液中的质量浓度优选为20～30％，更优选为25％。
在本发明中，甘油基葡萄糖苷的数均分子量优选为254～3071。
在本发明中，甘油基葡萄糖苷的制备方法优选为：
将葡萄糖、甘油、催化剂进行反应，得到反应产物；
将反应产物过滤出催化剂，减压蒸馏除去未反应甘油，得到甘油基葡萄糖苷。
在本发明中，催化剂优选为负载型催化剂。在本发明中，负载催化剂的制备方法优选包括:
将粒径为4～10目的活性炭在300～500℃高温下活化6～10h，制备得到比表面积为700～1500m2/g的负载型催化剂载体；
将质子酸配成质量浓度为10％～30％的水溶液，作为催化剂载体的浸渍液；
将负载型催化剂载体与催化剂载体的浸渍液按质量比为1：2～4混合，浸渍24～48h，得到浸渍后的催化剂；
将浸渍后的催化剂抽滤除去滤液，得到未烘干的负载型催化剂；
将未烘干的负载型催化剂在100～110℃下干燥4～8h，得到负载型催化剂。
在本发明中，活性炭优选为椰壳活性炭、木质活性炭和煤质活性炭中的一种；质子酸优选为无机酸、有机酸或无机酸和有机酸的复配的混合物；无机酸优选为硫酸、硝酸、磷酸、盐酸和磷钨酸中的一种；有机酸优选为对甲苯磺酸、十二烷基苯磺酸和氨基磺酸中的一种。
在本发明中，葡萄糖和甘油的摩尔比优选为1:(4～8)；负载型催化剂的优选为葡萄糖质量的20％～50％。
在本发明中，葡萄糖、甘油、催化剂反应的温度优选为80～120℃，反应的时间优选为5～10h。
在本发明中，式II中，R优选独立地选自甲基、乙基、丙基或丁基。在本发明中，烷基糖苷聚醚的数均分子量为238～2187。
在本发明中，烷基糖苷聚醚的制备方法优选为：
将环氧化物、烷基糖苷、水和催化剂进行反应，得到反应产物；
将反应产物中和，干燥除水，得到烷基糖苷聚醚。
在本发明中，环氧化物优选包括环氧乙烷和环氧丙烷中的一种或两种；烷基糖苷优选包括甲基糖苷、乙基糖苷、丙基糖苷或丁基糖苷。在本发明中，催化剂优选包括无机酸和有机酸中的一种或几种；无机酸优选包括硫酸、硝酸或磷钨酸；有机酸优选包括对甲苯磺酸、十二烷基苯磺酸或氨基磺酸。在本发明中，环氧化物、烷基糖苷、水和催化剂的摩尔比优选为1:(0.5～1):(4～8):(0.01～0.1)。
在本发明中，烷基糖苷具有式III所示的结构：
式III中，R为碳原子数为1～10的烷基；o为1～3。
在本发明中，环氧化物、烷基糖苷、水和催化剂反应的温度优选为50℃～110℃；反应的时间优选为0.5小时～4小时。
在本发明中，优选将反应产物用中和剂中和到pH值为6～9。在本发明中，中和剂为NaOH、KOH和Na2CO3中的一种。
在本发明中，增粘剂优选包括黄原胶、高粘度聚阴离子纤维素钠盐、高粘度羧甲基纤维素钠盐和聚丙烯酰胺钾盐。在本发明中，黄原胶、高粘度聚阴离子纤维素钠盐、高粘度羧甲基纤维素钠盐和聚丙烯酰胺钾盐的质量比为优选为(2～4):(2～4):(2～4):(1～3)。在本发明中，增粘剂在甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液中的质量含量优选为0.5～1.5g/100mL。
在本发明中，流型调节剂优选包括钠膨润土或糊精。在本发明中，流型调节剂在甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液中的质量含量优选为0.3～0.5g/100mL。
在本发明中，降滤失剂优选包括低粘度羧甲基纤维素钠盐、低粘度聚阴离子纤维素钠盐或羧甲基淀粉钠。在本发明中，降滤失剂在甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液中的质量含量优选为2～3g/100mL。
在本发明中，稳定剂优选为高温稳定剂，优选包括磺化酚醛树脂或磺化褐煤。在本发明中，稳定剂在甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液中的质量含量优选为2～4g/100mL。
在本发明中，封堵剂优选包括第一封堵剂和第二封堵剂，第一封堵剂为碳酸钙、油溶树脂、无渗透封堵剂和磺化沥青中的一种或几种；第二封堵剂为纳米封堵剂。在本发明中，封堵剂在甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液中的质量含量优选为4～8g/100mL，第一封堵剂在甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液中的质量含量优选为2～4g/100mL，第二封堵剂在甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液中的质量含量优选为2～4g/100mL。在本发明中，纳米封堵剂优选包括纳米碳酸钙或纳米二氧化硅。
在本发明中，润滑剂优选包括液体润滑剂和固体润滑剂。在本发明中，润滑剂在甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液中的质量含量优选为2.3～4g/100mL，液体润滑剂在甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液中的质量含量优选为0.8～2g/100mL，固体润滑剂在甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液中的质量含量优选为1.5～2g/100mL。在本发明中，液体润滑剂优选包括聚合醇、月桂酸甲酯、棕榈酸甲酯或油酸甲酯。在本发明中，固体润滑剂优选包括石墨、玻璃微珠、塑料小球或石墨烯。
在本发明中，抑制增强剂优选包括甲酸钠、甲酸钾或甲酸铯。在本发明中，抑制增强剂在甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液中的质量含量优选为10～24g/100mL。
在本发明中，黏土胶结剂优选包括硅酸钠、硅酸钾、甲基硅酸钠、甲基硅酸钾或胺基硅醇。在本发明中，黏土胶结剂在甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液中的质量含量优选为1～3g/100mL。
在本发明中，水活度控制剂优选包括柠檬酸钠或氯化钙。在本发明中，水活度控制剂在甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液中的质量含量优选为4～8g/100mL。
在本发明中，杀菌剂优选包括氯化钠、多聚甲醛或戊二醛。在本发明中，杀菌剂在甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液中的质量含量优选为0.1～0.3g/100mL。
在本发明中，抗氧化剂优选包括亚硫酸钠、亚硫酸氢钠或亚硫酸氢铵。在本发明中，抗氧化剂在甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液中的质量含量优选为0.4～0.6g/100mL。
在本发明中，pH值调节剂包括氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸钠或碳酸钾。在本发明中，pH值调节剂在甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液中的质量含量优选为0.8～1.6g/100mL。
在本发明中，水基钻井液的制备方法，优选包括：
将甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液和处理剂混合后进行老化处理，得到水基钻井液。
在本发明中，水基钻井液的制备方法，更优选包括：
将甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液、增粘剂、流型调节剂、降滤失剂、高温稳定剂、第一封堵剂、第二封堵剂、液体润滑剂、固体润滑剂、抑制增强剂、黏土胶结剂、水活度控制剂、杀菌剂、抗氧化剂和pH值调节剂混合后进行老化处理，得到水基钻井液。
在本发明中，混合在搅拌的条件下进行；搅拌的速度为5000r/min～10000r/min；混合的时间优选为30分钟～50分钟。
在本发明中，水基钻井液的制备方法更优选为：
将甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液、增粘剂、流型调节剂、降滤失剂、高温稳定剂混合，得到混合物；
将混合物和第一封堵剂、第二封堵剂、液体润滑剂、固体润滑剂、抑制增强剂、黏土胶结剂、水活度控制剂、杀菌剂、抗氧化剂和pH值调节剂混合后进行老化处理，得到水基钻井液。
在本发明中，老化处理的温度优选为140℃～180℃；老化处理的时间优选为15小时～20小时。
与现有技术相比，本发明提供的水基钻井液中含有甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚，甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚具有协同作用，使水基钻井液具有优异的抑制性能，兼具抗高温、高润滑性能。本发明提供的水基钻井液以甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液为主要成分，配合处理剂，这种水基钻井液具有较好的抑制性能、抗温性能、润滑性能、封堵性能、储层保护性能和环保性能。
本发明提供的水基钻井液适用于高活性页岩等易坍塌地层的钻井施工；而且适用于环境保护要求和储层保护性要求较高的地层。实验结果表明，本发明提供的水基钻井液的岩心一次回收率＞99％，岩心相对回收率为99.9％；抗温达170℃；极压润滑系数为0.03～0.06；水活度为0.58～0.78；动静态渗透率恢复值＞93％。
此外，烷基糖苷衍生物安全无毒，使本发明提供的水基钻井液无生物毒性，具有较好的环保型，可直接排放，可节省处理废弃钻井液的费用，降低钻井液成本，本发明提供的水基钻井液适用于海洋钻井及环保要求较高的地层。实验结果表明，本发明提供的水基钻井液的生物毒性EC50值为480000mg/L～620000mg/L。
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制备得到的甘油基葡萄糖苷的红外图谱；
图2为本发明实施例5制备得到的烷基糖苷聚醚的红外图谱。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，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在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
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，测试本发明提供的水基钻井液的表观粘度、塑性粘度、动切力、静切力、中压滤失量、高温高压滤失量、水活度、抗盐性能、抗钙性能、抗膨润土性能、抗水浸性能、抗原油性能和抗温性能。
将本发明提供的水基钻井液在170℃下滚动16h后测试其抑制性能、润滑性能、储层保护性能及生物毒性EC50值。按照钻井液岩心回收率测试方法，测试本发明提供的水基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本发明提供的水基钻井液于高搅杯中，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水基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水基钻井液中，调扭力扳手值为16.95N/m，仪器运转5min，读出本发明提供的水基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：
上式中：K为极压润滑系数；X为本发明提供的水基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水基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；
采用本发明提供的水基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。
按照下述方法测试本发明提供的水基钻井液的生物毒性：
将本发明提供的水基钻井液加入到质量浓度为3％氯化钠溶液中，分别配制成0mg.dm-3、5000mg.dm-3、10000mg.dm-3、25000mg.dm-3、50000mg.dm-3、100000mg.dm-3的待测样品溶液各10mL，静置60min。
向上述待测样品溶液中依次加入发光细菌T3粉末10mg充分震荡混匀后，以质量浓度为3％的氯化钠溶液作为对比分别测定发光菌与待测样品溶液接触15min后的生物毒性EC50。
本发明以下实施例所用的原料均为市售商品，甲基糖苷、乙基糖苷、丙基糖苷、丁基糖苷为中石化中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院提供的，具有式III结构。
实施例1
在装有温度计、冷凝管、分水器的500mL四口烧瓶中，加入葡萄糖90g、甘油184g和负载对甲苯磺酸的负载型催化剂18g，在常压，温度80℃下反应5h，得到淡黄色透明的甘油基葡萄糖苷反应液；将反应液温度降至90℃，用30％的氢氧化钠溶液调节pH值至8.0，趁热过滤，分离出未反应的葡萄糖，得到脱除葡萄糖的滤液；将脱除葡萄糖的滤液移入单口烧瓶，减压蒸馏除去过量的甘油，得到甘油基葡萄糖苷粗产品，甘油基葡萄糖苷收率为96.6％。
将本发明实施例1制备得到的甘油基葡萄糖苷进行红外检测，检测结果如图1所示，图1为本发明实施例1制备得到的甘油基葡萄糖苷红外图谱，由图1可知，本发明实施例1制备得到的甘油基葡萄糖苷具有式I所示的结构。
实施例2
在装有温度计、冷凝管、分水器的500mL四口烧瓶中，加入葡萄糖90g、甘油230g和负载对甲苯磺酸的负载型催化剂27g，在常压，温度85℃下反应6h，得到淡黄色透明的甘油基葡萄糖苷反应液；将反应液温度降至90℃，用30％的氢氧化钠溶液调节pH值至8.0，趁热过滤，分离出未反应的葡萄糖，得到脱除葡萄糖的滤液；将脱除葡萄糖的滤液移入单口烧瓶，减压蒸馏除去过量的甘油，得到甘油基葡萄糖苷粗产品，甘油基葡萄糖苷收率为95.2％。
将本发明实施例2制备得到的甘油基葡萄糖苷进行红外检测，本发明实施例2制备得到的甘油基葡萄糖苷具有式I所示的结构。
实施例3
在装有温度计、冷凝管、分水器的500mL四口烧瓶中，加入葡萄糖90g、甘油322g和负载对甲苯磺酸的负载型催化剂36g，在常压，温度100℃下反应8h，得到淡黄色透明的甘油基葡萄糖苷反应液；将反应液温度降至90℃，用40％的氢氧化钠溶液调节pH值至9.0，趁热过滤，分离出未反应的葡萄糖，得到脱除葡萄糖的滤液；将脱除葡萄糖的滤液移入单口烧瓶，减压蒸馏除去过量的甘油，得到甘油基葡萄糖苷粗产品，甘油基葡萄糖苷收率为96.5％。
将本发明实施例3制备得到的甘油基葡萄糖苷进行红外检测，本发明实施例3制备得到的甘油基葡萄糖苷具有式I所示的结构。
实施例4
在装有温度计、冷凝管、分水器的500mL四口烧瓶中，加入葡萄糖90g、甘油368g和负载对甲苯磺酸的负载型催化剂45g，在常压，温度110℃下反应9h，得到淡黄色透明的甘油基葡萄糖苷反应液；将反应液温度降至90℃，用40％的氢氧化钠溶液调节pH值至9.0，趁热过滤，分离出未反应的葡萄糖，得到脱除葡萄糖的滤液；将脱除葡萄糖的滤液移入单口烧瓶，减压蒸馏除去过量的甘油，得到甘油基葡萄糖苷粗产品，甘油基葡萄糖苷收率为96.8％。
将本发明实施例4制备得到的甘油基葡萄糖苷进行红外检测，本发明实施例4制备得到的甘油基葡萄糖苷具有式I所示的结构。
实施例5
在装有温度计、冷凝管、搅拌器的500mL四口烧瓶中，加入环氧乙烷44.05g、甲基糖苷97g、蒸馏水72g和对甲苯磺酸1.72g，在常压，温度50℃下反应0.5h，得到甲基糖苷聚醚的水溶液；将甲基糖苷聚醚的水溶液用中和剂中和到pH值为6，除水，得到甲基糖苷聚醚。
将本发明实施例5制备得到的甲基糖苷聚醚进行红外检测，检测结果如图2所示，图2为本发明实施例5制备得到的甲基糖苷聚醚的红外图谱，由图2可知，本发明实施例5制备得到的甲基糖苷聚醚具有式II所示的结构，式II中，R取甲基。
实施例6
在装有温度计、冷凝管、搅拌器的500mL四口烧瓶中，加入环氧乙烷44.05g、乙基糖苷104g、蒸馏水90g和硫酸1.96g，在常压，温度60℃下反应1h，得到乙基糖苷聚醚的水溶液；将乙基糖苷聚醚的水溶液用中和剂中和到pH值为6，除水，得到乙基糖苷聚醚。
将本发明实施例6制备得到的乙基糖苷聚醚进行红外检测，本发明实施例6制备得到的乙基糖苷聚醚具有式II所示的结构，式II中，R取乙基。
实施例7
在装有温度计、冷凝管、搅拌器的500mL四口烧瓶中，加入环氧乙烷44.05g、丙基糖苷133g、蒸馏水108g和硝酸1.89g，在常压，温度70℃下反应1.5h，得到丙基糖苷聚醚的水溶液；将丙基糖苷聚醚的水溶液用中和剂中和到pH值为7，除水，得到丙基糖苷聚醚。
将本发明实施例7制备得到的丙基糖苷聚醚进行红外检测，本发明实施例7制备得到的丙基糖苷聚醚具有式II所示的结构，式II中，R取丙基。
实施例8
在装有温度计、冷凝管、搅拌器的500mL四口烧瓶中，加入环氧乙烷22.02g、环氧丙烷29.04、丁基糖苷236g、蒸馏水144g、对甲苯磺酸4.60g、硫酸4.90g，在常压，温度110℃下反应4h，得到丁基糖苷聚醚的水溶液；将丁基糖苷聚醚的水溶液用中和剂中和到pH值为7，除水，得到丁基糖苷聚醚。
将本发明实施例8制备得到的丁基糖苷聚醚进行红外检测，本发明实施例8制备得到的丁基糖苷聚醚具有式II所示的结构，式II中，R取丁基。
实施例9
将240g的实施例1制备得到的甘油基葡萄糖苷和160g的实施例5制备得到的烷基糖苷聚醚和400g的水配制烷基糖苷衍生物的水溶液；
在400mL烷基糖苷衍生物的水溶液中加入2.0g的黄原胶XC、2.0g高粘度聚阴离子纤维素钠盐HV-PAC、2.0g的高粘度羧甲基纤维素钠盐HV-CMC，1.0g的聚丙烯酰胺钾盐KPAM、1.2g的钠膨润土、8.0g的低粘度羧甲基纤维素钠盐、8.0g的磺化酚醛树脂、8.0g的碳酸钙、8.0g的纳米碳酸钙、3.2g的聚合醇、6.0g的石墨、40g的甲酸钠、4.0g的硅酸钠、16g的柠檬酸钠、0.4g的氯化钠、1.6g的亚硫酸钠、3.2g的氢氧化钠。在5000r/min的条件下高速搅拌30分钟，将得到的混合物装入老化罐内经140℃滚动15h，得到水基钻井液。
按照上述技术方案所述的方法，测试本发明实施例9制备得到的水基钻井液的性能，测试结果如表1所示，表1为本发明实施例和比较例制备得到的水基钻井液的性能测试结果。
实施例10
将240g的实施例1制备得到的甘油基葡萄糖苷和200g的实施例5制备得到的烷基糖苷聚醚和360g的水配制烷基糖苷衍生物的水溶液；
在400mL烷基糖苷衍生物的水溶液中加入2.0g的黄原胶XC、2.0g高粘度聚阴离子纤维素钠盐HV-PAC、2.0g的高粘度羧甲基纤维素钠盐HV-CMC，1.0g的聚丙烯酰胺钾盐KPAM、1.2g的糊精、8.0g的羧甲基淀粉钠、8.0g的磺化褐煤、8.0g的油溶树脂、8.0g的纳米二氧化硅、3.2g的月桂酸甲酯、6.0g的玻璃微珠、40g的甲酸钾、4.0g的硅酸钾、16g的氯化钙、0.4g的多聚甲醛、1.6g的亚硫酸氢钠、3.2g的氢氧化钾。在8000r/min的条件下高速搅拌40分钟，将得到的混合物装入老化罐内经150℃滚动18h，得到水基钻井液。
按照上述技术方案所述的方法，测试本发明实施例10制备得到的水基钻井液的性能，测试结果如表1所示。
实施例11
将240g的实施例1制备得到的甘油基葡萄糖苷和240g的实施例5制备得到的烷基糖苷聚醚和320g的水配制烷基糖苷衍生物的水溶液；
在400mL烷基糖苷衍生物的水溶液中加入4.0g的黄原胶XC、4.0g高粘度聚阴离子纤维素钠盐HV-PAC、4.0g的高粘度羧甲基纤维素钠盐HV-CMC，3.0g的聚丙烯酰胺钾盐KPAM、2.0g的钠膨润土、12.0g的低粘度羧甲基纤维素钠盐、12.0g的磺化褐煤、12.0g的无渗透封堵剂、12.0g的纳米二氧化硅、8.0g的棕榈酸甲酯、8.0g的塑料小球、96g的甲酸铯、12.0g的甲基硅酸钠、24g的氯化钙、1.2g的戊二醛、2.4g的亚硫酸氢铵、6.4g的碳酸钠。在9000r/min的条件下高速搅拌50分钟，将得到的混合物装入老化罐内经160℃滚动18h，得到水基钻井液。
按照上述技术方案所述的方法，测试本发明实施例11制备得到的水基钻井液的性能，测试结果如表1所示。
实施例12
将320g的实施例1制备得到的甘油基葡萄糖苷和240g的实施例5制备得到的烷基糖苷聚醚和240g的水配制烷基糖苷衍生物的水溶液；
在400mL烷基糖苷衍生物的水溶液中加入6.0g的黄原胶XC、6.0g高粘度聚阴离子纤维素钠盐HV-PAC、6.0g的高粘度羧甲基纤维素钠盐HV-CMC，4.5g的聚丙烯酰胺钾盐KPAM、2.0g的糊精、12.0g的羧甲基淀粉钠、12.0g的磺化褐煤、12.0g的磺化沥青、12.0g的纳米二氧化硅、8.0g的油酸甲酯、8.0g的石墨烯、96g的甲酸铯、12.0g的胺基硅醇、24g的氯化钙、1.2g的戊二醛、2.4g的亚硫酸氢铵、6.4g的碳酸钾。在10000r/min的条件下高速搅拌50分钟，将得到的混合物装入老化罐内经180℃滚动20h，得到水基钻井液。
按照上述技术方案所述的方法，测试本发明实施例12制备得到的水基钻井液的性能，测试结果如表1所示。
比较例1
按照实施例12的方法制备得到水基钻井液，与实施例12不同的是不添加烷基糖苷聚醚，采用560g的实施例1制备的甘油基葡萄糖苷。
按照上述技术方案所述的方法，测试本发明比较例1制备得到的水基钻井液的性能，测试结果如表1所示。
比较例2
按照实施例12的方法制备得到水基钻井液，与实施例12不同的是不添加甘油基葡萄糖苷，采用560g的实施例5制备的烷基糖苷聚醚。
按照上述技术方案所述的方法，测试本发明比较例2制备得到的水基钻井液的性能，测试结果如表1所示。
表1本发明实施例和比较例制备得到的水基钻井液的性能测试结果
由表1可知，本发明实施例制备得到的水基钻井液具有较好的抗温性，降滤失性能及抗污染性能优异；水基钻井液抗温可达170℃，中压滤失量＜0.5mL，高温高压滤失量＜4mL，抗盐达饱和，抗钙20％，抗土20％，抗水侵50％，抗原油30％；而且本发明提供的水基钻井液还具有优异的抑制性能，良好的润滑性能、低水活度和储层保护性能，无生物毒性，钻井液对岩心的一次回收率＞99％，相对回收率＞99％；极压润滑系数＜0.06；水活度＜0.8；静态渗透率恢复值＞94％，动态渗透率恢复值＞93％；生物毒性EC50值＞520000mg/L(EC50值＞30000mg/L为无毒)。
由以上实施例可知，本发明提供了一种水基钻井液，包括甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液；甘油基葡萄糖苷具有式I结构，烷基糖苷聚醚具有式II结构；处理剂。与现有技术相比，本发明提供的钻井液中含有甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚，甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚具有协同作用，使钻井液具有优异的抑制性能，兼具抗高温、高润滑性能，本发明提供的水基钻井液以甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液为主体成分，这种钻井液具有良好的抑制性能、抗温性能、成膜性能和润滑性能。此外，本发明提供的钻井液无生物毒性，具有较好的环保性，这种钻井液适用于海洋及环保要求较高的地区钻井施工。

Claims (10)

1.一种水基钻井液，包括：
甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液；
甘油基葡萄糖苷具有式I结构，烷基糖苷聚醚具有式II结构；
处理剂；
式I中，m为1～4，n为1～4；
式II中，R为碳原子数为1～10的烷基；
m1为1～3，n1为1～3，o为1～3。
2.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于，
式II中，R为甲基、乙基、丙基或丁基。
3.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于，甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的质量比为(30～40)：(20～30)。
4.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于，处理剂包括：
增粘剂、流型调节剂、降滤失剂、稳定剂、封堵剂、润滑剂、抑制增强剂、黏土胶结剂、水活度控制剂、杀菌剂、抗氧化剂和pH值调节剂中的一种或几种。
5.根据权利要求4所述的水基钻井液，其特征在于，增粘剂包括黄原胶、高粘度聚阴离子纤维素钠盐、高粘度羧甲基纤维素钠盐和聚丙烯酰胺钾盐。
6.根据权利要求4所述的水基钻井液，其特征在于，流型调节剂包括钠基膨润土或糊精。
7.根据权利要求4所述的水基钻井液，其特征在于，降滤失剂包括低粘度羧甲基纤维素钠盐、低粘度聚阴离子纤维素钠盐或羧甲基淀粉钠。
8.根据权利要求4所述的水基钻井液，其特征在于，稳定剂包括磺化酚醛树脂或磺化褐煤。
9.根据权利要求4所述的水基钻井液，其特征在于，抑制增强剂包括甲酸钠、甲酸钾或甲酸铯。
10.根据权利要求4所述的水基钻井液，其特征在于，黏土胶结剂包括硅酸钠、硅酸钾、甲基硅酸钠、甲基硅酸钾或胺基硅醇。
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