CN111139044A - 油基钻井液用复合乳化剂及抗高温超高密度油基钻井液 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种油基钻井液用复合乳化剂，由主乳化剂、辅乳化剂、润湿剂、提切剂、抗温剂和降凝剂组成。同时，本发明还公开了一种抗高温超高密度油基钻井液，包括42.00％～95.00％(体积分数)的基础油；0.90％～5.00％(重量/体积)的复合乳化剂；0.20％～3.00％(重量/体积)的增粘剂；5.00％～28.00％(体积分数)的氯化钙水溶液；0.90％～3.00％(重量/体积)的碱度调节剂；1.00％～3.00％(重量/体积)的降滤失剂；0.00％～2.00％(重量/体积)的封堵剂；加重剂，加入量使得钻井液的密度为0.93～3.00g/cm³。本发明提供了一种油基钻井液用复合乳化剂及抗高温超高密度油基钻井液，复合乳化剂稳定性好，低凝点，高闪点，配置的抗高温超高密度油基钻井液具有良好的抗高温性、乳化稳定性和流变性，对泥页岩的强抑制性以及抗污染性。

Description

油基钻井液用复合乳化剂及抗高温超高密度油基钻井液

技术领域

本发明涉及钻井液技术领域，尤其涉及油基钻井液用复合乳化剂及抗高温超高密度油基钻井液。

背景技术

近年来，随着中国石油和天然气领域的研究不断深入探索和发展，钻井作业逐渐由浅层地层、简单地层向深层地层、复杂地层钻探开发，其中深井、超深井将是未来的勘探和开发重点。钻井过程中钻遇的地层越来越复杂，钻井施工难度越来越大。其中油基钻井液由于优良的抑制性、润滑性、热稳定性、抗污染性和储层保护等优良性能，已发展成为钻高难度的深井、页岩气井、大斜度定向井、水平井和各种复杂地层井的重要手段。

但长期以来，超高密度(≥2.4g/cm³)的油基钻井液由于固相含量极高，其流变性与悬浮能力很难协调，要么粘度太高，流动阻力太大，钻井排量达不到净化井眼要求；要么粘度不足，钻井液中的加重剂在井内高温、低流速或静态时沉降严重，造成故障，因此极难配制且稳定性差，难以适应超深油气井和高压页岩气井长时间钻井要求。

同时，目前国内外常用的油包水型乳化剂主要有高级脂肪酸皂、Span80、油酸、环烷酸酰胺、环烷酸钙、石油磺酸铁、脂肪酸的胺类衍生物等，主要是以单链的表面活性剂为主，价格相对便宜，但是加量大、乳化效果差、抗高温能力不足。当温度到达180℃时，易出现破乳、粘度降低、滤失量急剧增大等问题。

超高密度油基钻井液在现场施工作业过程中，由于受到岩屑，地层水、酸性气体等污染，性能遭到破坏，粘度大幅度升高；也可能在高温下出现处理剂失效等现象；随着钻井难度和环保要求的进一步提高，迫切需要研究一种既能抗高温又高效的乳化剂。

发明内容

本发明为克服现有技术存在的问题，提供一种油基钻井液用复合乳化剂及抗高温超高密度油基钻井液，解决现有油基钻井液在应对高温高压及强水敏性地层时需求的，可抗高温且抗高温超高密度油基钻井液，以及在超高密度情况下油基钻井液存在的乳化稳定性和流变性差、井壁易掉块坍塌、易出现阻卡和钻井周期长等复杂情况。

本发明采用的技术方案是：

油基钻井液用复合乳化剂，由以下组分原料按照质量和100％构成：

主乳化剂，20.00％～55.00％；

辅乳化剂，4.00％～20.00％；

润湿剂，10.00％～45.00％；

提切剂，1.00％～6.00％；

抗温剂，0.10％～10.00％；

降凝剂，0.10％～10.00％；

所述主乳化剂为末端为羧酸的长链烷基脂肪酸聚酰胺类非离子表面活性剂，化学结构式如下：Y{O(CH₂)_e}_a{NX(CH₂)_e}_b{NH(CH₂)_e}_dNHZ，

其中，a为0-5的整数，b和d为0-10的整数，e为1-5的整数；

Y选自H、X、-C(O)R¹或-C(O)R²；Z选自-C(O)R¹或X，其中R¹和R²是直链或支链的饱和或不饱和亚烷基，X是衍生自含C2-C10烃基单羧酸、二羧酸或混合物；

所述辅乳化剂为妥尔油脂肪酸或松香酸脂肪酸表面活性剂，化学结构式如下：H{OCH₂CH₂}{N[C(O)CH₂C(OH)(CO₂H)CH₂CO₂H]CH₂CH₂}_b{NH CH₂CH₂}_d NHC(O)R¹；

其中，R¹衍生自妥尔油的C17烃基，b和d为0-4的整数；

所述润湿剂为长链烷基季铵盐类阳离子表面活性剂；

所述提切剂为多元酰胺共聚物或脂肪酸聚酰胺；

所述抗温剂为大环化合物中的α-环糊精、β-环糊精、γ-环糊精、轮烷中一种或多种；

所述降凝剂为乙烯-乙酸乙烯酯共聚物；

油基钻井液用复合乳化剂的制备步骤为：

a.将主乳化剂和辅乳化剂加入反应容器，升温至40-50℃，搅拌时间为0.5-4h；

b.将抗温剂加入以上的反应容器中，升温至50-70℃，搅拌时间1-4h；

c.降温至20-30℃，再将润湿剂、降凝剂和提切剂分别加入反应容器，搅拌时间为1-2h。

抗高温超高密度油基钻井液，包括以下成分

42.00％～95.00％(体积分数)的基础油；

0.90％～5.00％(重量/体积)的上述的油基钻井液用复合乳化剂；

0.20％～3.00％(重量/体积)的增粘剂；

5.00％～28.00％(体积分数)的氯化钙水溶液；

0.90％～3.00％(重量/体积)的碱度调节剂；

1.00％～3.00％(重量/体积)的降滤失剂；

0.00％～2.00％(重量/体积)的封堵剂；

加重剂，加入量使得钻井液的密度为0.93～3.00g/cm³。

进一步地，所述基础油为0#柴油、-10#柴油、-20#柴油、-35#柴油，3#白油、5#白油或气制油。

进一步地，所述增粘剂为有机蒙脱石、有机膨润土、聚酰胺树脂中的一种或多种，

进一步地，所述降滤失剂为油溶性树脂、磺化沥青、改性磺化沥青、氧化沥青、改性氧化沥青、腐殖酸酰胺中的一种或多种。

进一步地，所述碱度调节剂为氧化钙或/和氧化镁。

进一步地，所述封堵剂为多元乙烯基高分子乳液成膜封堵剂、200～2000目碳酸钙、二氧化硅、顺丁橡胶中的一种或多种；其中，多元乙烯基高分子乳液成膜封堵的组成及制备方法详见申请人已经授权的专利申请(名称：一种钻井液用多元乙烯基高分子乳液成膜封堵剂及其制备方法，授权公告号：CN106479456B，公告日：2019.01.29)。

进一步地，所述加重剂为四氧化三锰、钛铁矿粉、重晶石、碳酸钙中的一种或多种。

进一步地，所述氯化钙水溶液质量浓度为20.00％～35.00％。

本发明的有益效果是：

1.本发明提供了一种油基钻井液用复合乳化剂，该乳化剂通过加入抗温剂即大环化合物，大环化合物通过自组装将乳化剂易受热分解的基团保护起来，缓慢释放，以此提高乳化剂的抗温性。该大环化合物制备方法简单，原料便宜易得，安全无毒，且加量非常低。

2.本发明提供了一种油基钻井液用复合乳化剂，稳定性好，低凝点，高闪点。

3.本发明提供了一种抗高温超高密度油基钻井液，制备的抗高温超高密度油基钻井液性能如下：密度为0.93-3.00g/cm³，高温高压滤失量为1～10mL，PV为8～125mPa.s，YP为3～50Pa，

为3～70，

为3～60，抗温高达240℃。

4.本发明提供了一种抗高温超高密度油基钻井液，具有良好的抗高温性、乳化稳定性和流变性，对泥页岩的强抑制性以及抗污染性。该油基钻井液体系最高密度可达3.00g/cm³，适用密度范围为0.93g/cm³～3.00g/cm³，抗温可达240℃，具有各种处理剂加量小，配制成本低，破乳电压高，流变性能好，滤失量小，抗水、土、盐、水基钻井液及水泥浆污染性能强等特点，可应用于超高压油气井、页岩气井及强水敏性地层的大位移井和水平井等特殊钻井作业。

附图说明

图1为前期采用水基钻井液托压录井曲线图。

图2为后期采用实施例4中的油基钻井液体系后录井曲线图。

具体实施方式

在下文中，仅简单地描述了某些示例性实施例。正如本领域技术人员可认识到的那样，在不脱离本发明的精神或范围的情况下，可通过各种不同方式修改所描述的实施例。

复合乳化剂的制备步骤为：

a.将主乳化剂和辅乳化剂加入反应容器，升温至40-50℃，搅拌时间为0.5-4h；

b.将抗温剂加入以上的反应容器中，升温至50-70℃，搅拌时间1-4h；

c.降温至20-30℃，再将润湿剂、降凝剂和提切剂分别加入反应容器，搅拌时间为1-2h。

制备的油基钻井液用复合乳化剂的组成如下表所示：

表1油基钻井液用复合乳化剂组成

制备的油基钻井液用复合乳化剂的检测结果如下表所示：

表2油基钻井液用复合乳化剂的检测结果

	实施例1	实施例2	实施例3
				外观	棕黄色液体	棕黄色液体	棕黄色液体
凝点/℃	-55	-59	-51
				闪点/℃	126	128	130

从检测结果可以看出，制备的油基钻井液用复合乳化剂，稳定性好，低凝点，闪点高。

以实施例2中的油基钻井液用复合乳化剂为例配置实施例4～8中的油基钻井液，配置和测试过程如下：

在高搅杯中称入该复合乳化剂，再量取基础油加入高搅杯中，以12000rpm高速搅拌10分钟。在高速搅拌状态下，逐一加入如下试剂：增粘剂、氯化钙水溶液、碱度调节剂、降滤失剂和封堵剂，每个试剂加完后需高速搅拌10min，再加入下一个试剂；最后加入加重剂，继续搅拌30min，配制全程共计搅拌80min。

配浆结束后，将配好的油基钻井液在需要的温度热滚，老化16h。其后，测定了不同密度下所配制的钻井液的老化后的基本性能，测试温度50℃，HTHP的实验温度为热滚温度。油基钻井液在不同密度下老化后的基本性能测定结果下表所示，表中

表示600rpm下粘度计的读值，其他类似。

实施例4

本实施例中，配制油基钻井液体系，采用的基本配方为280mL基础油(采用0#柴油)+3.0wt/vol％复合乳化剂+4.0wt/vol％增粘剂(采用有机蒙脱石)+120mL 25％浓度的CaCl₂水溶液+3.0wt/vol％碱度调节剂(采用氧化钙)+1.5wt/vol％封堵剂(采用多元乙烯基高分子乳液成膜封堵剂)+4.5wt/vol％降滤失剂(采用磺化沥青)+10.2g加重剂(采用四氧化三锰)。

表3密度ρ＝0.95 g/cm³的油基钻井液老化前后的性能

从测试结果可以看出，配置的油基钻井液密度为0.95 g/cm³，在经历240℃老化后，

增加20％，φ6增加33.33％，PV增加51.85％，YP增加15.38％，高温高压滤失量为3.6mL。

在某xx4-60井前期使用水基钻井液钻进，后期采用该实施例中的油基钻井液体系钻进，使用油基钻井液体系后，托压现象明显改善，起下钻顺畅，摩阻明显降低，其测试结果如附图1和附图2所示。

从图1和图2可以看出，采用水基钻井液体系时前托压明显，钻压不断增加，采用油基钻井液体系后，托压现象基本消失，钻压稳定。说明采用油基钻井液体系，很好地解决了该井的托压问题，同时也体现出良好的润滑降阻的性能。

实施例5

本实施例中，配制油基钻井液体系，采用的基本配方为225mL基础油(采用-20#柴油)+3.3wt/vol％复合乳化剂+2.5wt/vol％增粘剂(采用有机膨润土)+75mL 25％浓度的CaCl₂水溶液+3.0wt/vol％碱度调节剂(采用氧化镁)+2.0wt/vol％封堵剂(采用二氧化硅)+4.0wt/vol％降滤失剂(采用油溶性树脂)+250g加重剂(采用重晶石)。

表4密度ρ＝1.5g/cm³的油基钻井液老化前后的性能

从测试结果可以看出，配置的油基钻井液密度为1.50g/cm³，在经历240℃老化后，

降低60％，φ6降低50％，PV降低18.75％，YP不变，高温高压滤失量为6.2mL。

实施例6

本实施例中，配制油基钻井液体系，采用的基本配方为240mL基础油(采用3#白油)+3.4wt/vol％复合乳化剂+1.8wt/vol％增粘剂(采用有机蒙脱石)+60mL 25％浓度的CaCl₂水溶液+3.0wt/vol％碱度调节剂(采用50％氧化钙和50％氧化镁)+1.0wt/vol％封堵剂(采用碳酸钙)+4.0wt/vol％降滤失剂(采用改性磺化沥青)+578g加重剂(采用钛铁矿粉)。

表5密度ρ＝2.0g/cm³的油基钻井液老化前后的性能

从测试结果可以看出，配置的油基钻井液密度为2.0g/cm³，在经历240℃老化后，

降低50％，φ6降低40％，PV降低21.95％，YP降低50％，高温高压滤失量为7.8mL。

实施例7

本实施例中，配制油基钻井液体系，采用的基本配方为270mL基础油(采用-35#柴油)+4.3wt/vol％复合乳化剂+1.4wt/vol％增粘剂(采用有机蒙脱石)+30mL 25％浓度的CaCl₂水溶液+2.0wt/vol％碱度调节剂(采用氧化钙)+1.0wt/vol％封堵剂(采用顺丁橡胶)+4.0wt/vol％降滤失剂(采用氧化沥青)+1145g加重剂(采用四氧化三锰)。

表6密度ρ＝2.5g/cm³的油基钻井液老化前后的性能

从测试结果可以看出，配置的油基钻井液密度为2.5g/cm³，在经历240℃老化后，

增加20％，φ6增加14.29％，PV降低6％，YP增加33.33％，高温高压滤失量为8.4mL。

实施例8

本实施例中，配制油基钻井液体系，采用的基本配方为285mL基础油(采用0#柴油)+8.7wt/vol％复合乳化剂+0.1wt/vol％增粘剂(采用有机蒙脱石)+15mL 25％浓度的CaCl₂水溶液+2.0wt/vol％碱度调节剂(采用氧化钙)+3.0wt/vol％降滤失剂(采用磺化沥青)+1510g加重剂(采用四氧化三锰)。

表7密度ρ＝3.0g/cm³的油基钻井液老化前后的性能

从测试结果可以看出，配置的油基钻井液密度为3.0g/cm³，在经历150℃老化后，

降低4.5％，φ6降低7.2％，PV降低10.13％，YP降低7.8％，高温高压滤失量为2.8mL。

从实施例4～8的中对抗高温超高密度油基钻井液老化性能测试结果可以看出，本发明中的抗高温超高密度油基钻井液密度为0.93～3.00g/cm³，高温高压滤失量为1～10mL，PV为8～125mPa.s，YP为3～50Pa，

为3～70，

为3～60，抗温高达240℃。

以实施例6中的抗高温超高密度油基钻井液为例，通过NP-1D多联页岩膨胀仪，在室温下同时测定不同介质的岩心膨胀量，对比进行抑制性测试，测试结果如下表所示：

表8不同介质对岩心的抑制性测试

	0h	1h	18h	20h	22h	24h
							实施例6	0.000	0.041	0.972	0.983	1.027	1.048
25％CaCl<sub>2</sub>水溶液	0.000	10.601	43.314	42.913	42.947	42.963
							纯净水	0.000	1.903	40.083	41.978	43.581	44.908

岩心膨胀率越小，则说明介质对它的抑制性越好。本发明中的抗高温超高密度油基钻井液对岩心的24小时线性膨胀率低于2％，具有优良的抑制性。

以实施例7中的抗高温超高密度油基钻井液为例，分别取350mL的抗高温超高密度油基钻井液(1#)、某井聚磺仿油基钻井液(2#)、某井氯化钾聚磺水基钻井液(3#)、蒸馏水(4#)与50.00g页岩屑(5～10目)混合，100℃老化16小时后洗净，过40目筛，并于120℃烘干3小时后称重，计算得到一次页岩回收率。

再取350mL的抗高温超高密度油基钻井液/进口油基钻井液/聚磺仿油基钻井液/某井氯化钾聚磺钻井液/蒸馏水的一次岩屑混合，100℃老化16小时后洗净，过40目筛，并于120℃烘干3小时后称重，计算得到二次页岩回收率。对比测试结果如下表所示：

表9岩屑滚动回收率测试

编号	1#	2#	3#	4#
					一次回收率(％)	99.35	95.18	97.58	48.30
二次回收率(％)	98.46	36.08	57.38	35.50

注：岩屑为自贡大安寨组露头杂色泥岩。

1#：抗高温超高密度油基钻井液——实施例7。

2#：某井聚磺仿油基钻井液——密度1.87g/cm³，PV＝65mPa.s，YP＝29Pa，高温高压滤失量＝2mL。

3#：某井氯化钾聚磺水基钻井液——密度2.02g/cm³，PV＝91mPa.s，YP＝39Pa，高温高压滤失量＝3.1mL。

4#：纯净水。

从岩屑滚动回收率测试结果可以看出，本发明中的抗高温超高密度油基钻井液的一次页岩滚动回收率大于99％，二次页岩滚动回收率亦大于98％。

实施例9

本实施例中，配制油基钻井液体系，采用的基本配方为270mL基础油(采用-35#柴油)+4.3wt/vol％复合乳化剂+1.4wt/vol％增粘剂(采用有机蒙脱石)+30mL 25％浓度的CaCl₂水溶液+2.0wt/vol％碱度调节剂(采用氧化钙)+1.0wt/vol％封堵剂(采用顺丁橡胶)+4.0wt/vol％降滤失剂(采用氧化沥青)+1200g加重剂(采用四氧化三锰)。

本发明中，取以上油基钻井液两份，一份空白样，另一份加入10％钠膨润土，120℃老化16小时，对比污染前后性能。

表10钻井液抗污染测试一

从测试结果可以看出，添加10％钠膨润土后，钻井液密度和高温高压滤失量略有增加，AV增加59.23％，PV增加47.73％，YP增加312.5％。

实施例10

本实施例中，配制油基钻井液体系，采用的基本配方为270mL基础油(采用-35#柴油)+4.3wt/vol％复合乳化剂+1.4wt/vol％增粘剂(采用有聚酰胺树脂)+30mL 25％浓度的CaCl₂水溶液+2.0wt/vol％碱度调节剂(采用氧化钙)+1.0wt/vol％封堵剂(采用顺丁橡胶)+4.0wt/vol％降滤失剂(采用氧化沥青)+1145g加重剂(采用四氧化三锰)。

本发明中，取以上油基钻井液两份，一份空白样，另一份加入10％水基钻井液，120℃老化16小时，对比污染前后性能。

表11钻井液抗污染测试二

从测试结果可以看出，添加10％水基钻井液后，钻井液密密度略有下降，高温高压滤失量增加16.67％，AV增加42.7％，PV增加37.03％，YP增加78.57％。该油基钻井液体系可抗水基钻井液体系污染。

实施例11

本实施例中，配制油基钻井液体系，采用的基本配方为240mL基础油(采用3#白油)+3.4wt/vol％复合乳化剂+1.8wt/vol％增粘剂(采用有机蒙脱石)+60mL 25％浓度的CaCl₂水溶液+3.0wt/vol％碱度调节剂(采用50％氧化钙和50％氧化镁)+1.0wt/vol％封堵剂(采用碳酸钙)+4.0wt/vol％降滤失剂(采用改性磺化沥青)+636g加重剂(采用钛铁矿粉)。

本发明中，取以上油基钻井液两份，一份空白样，另一份加入10％固井用水泥浆，120℃老化16小时，对比污染前后性能。

表12钻井液抗污染测试三

从测试结果可以看出，添加10％固井用水泥浆后，钻井液密密度略有下降，高温高压滤失量增略有增加，AV增加92.56％，PV增加82.65％，YP增加157.33％。

从实施例9～11中抗污染能力对比测试结果可以看出，本发明中的抗高温超高密度油基钻井液具有较强的抗污染能力。

Claims (9)

1.油基钻井液用复合乳化剂，其特征在于，由以下组分原料按照质量和100％构成：

主乳化剂，20.00％～55.00％；

辅乳化剂，4.00％～20.00％；

润湿剂，10.00％～45.00％；

提切剂，1.00％～6.00％；

抗温剂，0.10％～10.00％；

降凝剂，0.10％～10.00％；

所述主乳化剂为末端为羧酸的长链烷基脂肪酸聚酰胺类非离子表面活性剂，化学结构式如下：Y{O(CH₂)_e}_a{NX(CH₂)_e}_b{NH(CH₂)_e}_dNHZ，其中，a为0-5的整数，b和d为0-10的整数，e为1-5的整数；

Y选自H、X、-C(O)R¹或-C(O)R²；Z选自-C(O)R¹或X，其中R¹和R²是直链或支链的饱和或不饱和亚烷基，X是衍生自含C2-C10烃基单羧酸、二羧酸或混合物；

所述辅乳化剂为妥尔油脂肪酸或松香酸脂肪酸表面活性剂，化学结构式如下：H{OCH₂CH₂}{N[C(O)CH₂C(OH)(CO₂H)CH₂CO₂H]CH₂CH₂}_b{NH CH₂CH₂}_d NHC(O)R¹；其中，R¹衍生自妥尔油的C17烃基，b和d为0-4的整数；

所述润湿剂为长链烷基季铵盐类阳离子表面活性剂；

所述提切剂为多元酰胺共聚物或脂肪酸聚酰胺；

所述抗温剂为大环化合物中的α-环糊精、β-环糊精、γ-环糊精、轮烷中一种或多种；

所述降凝剂为乙烯-乙酸乙烯酯共聚物；

油基钻井液用复合乳化剂的制备步骤为：

a.将主乳化剂和辅乳化剂加入反应容器，升温至40-50℃，搅拌时间为0.5-4h；

b.将抗温剂加入以上的反应容器中，升温至50-70℃，搅拌时间1-4h；

c.降温至20-30℃，再将润湿剂、降凝剂和提切剂分别加入反应容器，搅拌时间为1-2h。

2.抗高温超高密度油基钻井液，其特征在于，包括以下成分

42.00％～95.00％(体积分数)的基础油；

0.90％～5.00％(重量/体积)的权利要求1中所述的油基钻井液用复合乳化剂；

0.20％～3.00％(重量/体积)的增粘剂；

5.00％～28.00％(体积分数)的氯化钙水溶液；

0.90％～3.00％(重量/体积)的碱度调节剂；

1.00％～3.00％(重量/体积)的降滤失剂；

0.00％～2.00％(重量/体积)的封堵剂；

加重剂，加入量使得钻井液的密度为0.93～3.00g/cm³。

3.根据权利要求2所述的抗高温超高密度油基钻井液，其特征在于，所述基础油为0#柴油、-10#柴油、-20#柴油、-35#柴油，3#白油、5#白油或气制油。

4.根据权利要求2所述的抗高温超高密度油基钻井液，其特征在于，所述增粘剂为有机蒙脱石、有机膨润土、聚酰胺树脂中的一种或多种。

5.根据权利要求2所述的抗高温超高密度油基钻井液，其特征在于，所述降滤失剂为油溶性树脂、磺化沥青、改性磺化沥青、氧化沥青、改性氧化沥青、腐殖酸酰胺中的一种或多种。

6.根据权利要求2所述的抗高温超高密度油基钻井液，其特征在于，所述碱度调节剂为氧化钙或/和氧化镁。

7.根据权利要求2所述的抗高温超高密度油基钻井液，其特征在于，所述封堵剂为多元乙烯基高分子乳液成膜封堵剂、200～2000目碳酸钙、二氧化硅、顺丁橡胶中的一种或多种。

8.根据权利要求2所述的抗高温超高密度油基钻井液，其特征在于，所述加重剂为四氧化三锰、钛铁矿粉、重晶石、碳酸钙中的一种或多种。

9.根据权利要求2所述的抗高温超高密度油基钻井液，其特征在于，所述氯化钙水溶液质量浓度为20.00％～35.00％。

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