CN111303346B - 油基钻井液用纳米级成膜剂及其制备方法、应用 - Google Patents

油基钻井液用纳米级成膜剂及其制备方法、应用 Download PDF

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Abstract

本发明提供了一种油基钻井液用纳米级成膜剂及其制备方法、应用。所述制备方法包括：制备核预乳液和壳预乳液；将引发剂、碳酸氢钠和部分核预乳液混匀并预热，待溶液出现蓝光后将其升温，然后滴加引发剂、剩余核预乳液，保温；降温，滴加引发剂、碳酸氢钠和部分壳预乳液，待溶液出现蓝光后将其升温，再滴加引发剂、剩余壳预乳液，保温；降温，调节pH，出料过滤，与成膜助剂、纳米类无机材料混匀，得成膜剂。所述成膜剂可包括上述方法制备出的成膜剂。所述应用包括在制备油包水乳状液或油基钻井液中的应用。本发明有益效果可包括：制备方法简便；成膜剂粒径分布范围窄；成膜剂最高使用温度可达220℃；成膜剂对油基钻井液流变性影响小。

Description

油基钻井液用纳米级成膜剂及其制备方法、应用
技术领域
本发明涉及油基钻井液技术领域，特别地，涉及一种超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂及其制备方法、应用。
背景技术
据第三次资源评价成果统计，我国深层油气资源丰富，石油资源量为304×108t，占石油总资源量的40％，深层油气资源将成为能源安全的重要战略领域，我国陆上深层油气资源主要集中在深层碳酸盐岩、深层碎屑岩及深层火山岩等三大领域，其中深层碳酸盐岩领域已成为油气勘探的重点，其主要分布在塔里木盆地、鄂尔多斯盆地及四川盆地。根据Schlumberger高温高压井分类标准和我国深层油气资源温度压力情况图，上述三大盆地的深层区域多接近或位于超高温高压井范围内。近年来，我国在上述三大盆地已陆续开展或完成了一批井底温度接近或大于205℃、井深6000～8000米的高温深井。如塔里木盆地库车山前地带，克深7井、克深205井、克深209井、克深101井等井深6257～8023m，井底温度最高达199℃，储层埋藏厚度300～650m，钻井液密度最高达2.46g/cm3；四川盆地南部沐川-宜宾地区塔探1井，设计井深6755m，井底温度214℃，最高地温梯度达2.88℃/100m；鄂尔多斯盆地东南部深层荔参1井完钻井深6535m，实测井底最高温度214℃。目前，我国陆地深井井底温度若超过205℃(如塔探1井、荔参1井)，钻井工程设计常要求钻井液抗温能力达220℃。
为控制油基钻井液体系在超高温高密度条件下的流变性及沉降稳定性，常采用普通重晶石和超微重晶石、普通重晶石和微锰重晶石等加重剂复配的方法。其中，超微重晶石的粒度分布集中、颗粒分布窄、级配差，微锰重晶石的颗粒粒径偏大、级配差，均不能较好地填充泥饼上的孔隙，常造成油基钻井液体系滤失量过大的问题。目前，油基钻井液常采用褐煤类降滤失剂、沥青类封堵剂及其他颗粒类封堵材料复配使用，增强体系内凝胶作用，在泥饼及近井壁上形成交联或充填封堵，降低油基钻井液滤失量。然而上述三种材料均存在抗温能力不足、匹配度或配伍性差和有效率低的问题。在超高温作用下，为保障油基钻井液的封堵降滤失性，常需要加大处理剂加量，而对于封堵类材料来说，若浓度太高，往往影响钻井液的流变性，而浓度太低，则在泥饼上和近井壁内封堵孔洞的有效率低，从而无法在超高温高密度环境下形成有效的封堵降滤失效果。
目前，成膜封堵理论及成膜类封堵剂主要应用在水基钻井液中，油基钻井液中应用较少。水基钻井液中常用苯乙烯类成膜封堵剂成膜后薄膜的耐温性差，钻井液中使用温度＞150℃时容易造成薄膜开裂，介质吸附性降低，封堵有效率大大降低，且在油基钻井液中所形成的连续薄膜不具有较强的抗水性能。有机硅、交联性单体共聚改性苯丙乳液所形成的成膜剂成膜后薄膜抗温能力≤200℃，粒径分布相对较宽，功能性交联基团直接暴露，高浓度条件下对流变性影响大。
发明内容
针对现有技术中存在的不足，本发明的目的在于解决上述现有技术中存在的一个或多个问题。例如，本发明的目的之一在于提供一种具有核壳结构且粒径分度范围窄的油基钻井液用纳米级成膜剂及其制备方法、应用。
为了实现上述目的，本发明一方面提供了一种油基钻井液用纳米级成膜剂的制备方法。所述制备方法可包括以下步骤：制备核预乳液和壳预乳液；将引发剂、pH缓冲剂、以及包含有4～6重量份有机硅的核预乳液混合均匀并在40～60℃预热，待预热的溶液出现蓝光后将其升温至80～95℃，然后缓慢加入引发剂和包含有1.5～3重量份有机硅的核预乳液，保温，反应后得到第一中间溶液；将第一中间溶液降温至40～60℃，缓慢加入引发剂、pH缓冲剂、以及包括有1～2.5重量份羟基类的壳预乳液，待加入完毕的溶液出现蓝光后将其升温至80～95℃，然后再滴加引发剂和包括有0.3～1.5重量份羟基类的壳预乳液，保温，反应后再将温度降低至40℃以下，并调节pH至6～7，过滤后，得到第二中间溶液；将第二中间溶液、5～6重量份的成膜助剂和1～1.5重量份的纳米类无机材料混合均匀，得到超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂；其中，制备核预乳液的步骤包括：将质量比为1.8～2.8：7～11.2：5～8.8：8～12：4～6：6～8乳化剂、苯乙烯、丙烯酸丁酯、丙烯酸、环氧类和有机硅类加入到去离子水中，并预乳化，得到核预乳液；制备壳预乳液的步骤包括：将质量比为1～1.5：3～5：5～6：8～12：2～3的乳化剂、苯乙烯、丙烯酸丁酯、丙烯酸和羟基类加入到去离子水中，并预乳化，得到壳预乳液。
根据本发明的一个示例性实施例，各步骤中引发剂的加入能够引发反应的发生。
本发明另一方面提供了一种超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂。所述成膜剂可包括采用上述的超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂的制备方法所制备出的成膜剂。成膜剂可按照质量体积比0.04～0.1g/mL加入到油基钻井液，例如1mL油基钻井液中可加入0.04～0.1g封堵剂。
成膜剂还可以用于油包水乳状液中，其中，封堵剂可按照质量体积比0.04～0.15g/mL加入到油包水乳状液，例如1mL油包水乳状液中可加入0.04～0.15g成膜剂。本发明再一方面提供了一种超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂在制备油包水乳状液或制备油基钻井液中的应用。
与现有技术相比，本发明的有益效果可包括：制备方法简便、流程短、成本低；成膜剂为纳米级别，粒径分布范围窄；成膜剂使用温度可达220℃，例如，使用温度可以为210～215℃；成膜剂的加入对油基钻井液流变性影响小；成膜剂在油包水乳状液中形成薄膜的承压能力可达2.5MPa，成膜剂在超高温高密度油基钻井液中形成薄膜的承压能力可达3.5MPa，且对高温高密度油基钻井液流变性影响小。
附图说明
通过下面结合附图进行的描述，本发明的上述和其他目的和特点将会变得更加清楚，其中：
图1示出了超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂的一个粒度分布图。
具体实施方式
在下文中，将结合附图和示例性实施例详细地描述本发明的超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂(可简称为成膜剂)及其制备方法、应用。
本发明一方面提供了一种超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂的制备方法。
在本发明的一个示例性实施例中，所述制备方法可包括以下步骤：
S10：制备核预乳液(也可称为核预乳液A)和壳预乳液(也可称为壳预乳液B)，两者的制备可不分先后顺序。
其中，制备核预乳液的步骤可包括：
将质量比为1.8～2.8：7～11.2：5～8.8：8～12：4～6：6～8乳化剂、苯乙烯、丙烯酸丁酯、丙烯酸、环氧类和有机硅类加入去离子水中，并预乳化，得到核预乳液。换而言之，可以将去离子水与质量比为1.8～2.8：7～11.2：5～8.8：8～12：4～6：6～8乳化剂、苯乙烯、丙烯酸丁酯、丙烯酸、环氧类和有机硅类混合，并预乳化，得到核预乳液。其中，去离子水与有机硅类的质量比可以为：22～25：6～8。
制备壳预乳液的步骤可包括：将质量比为1～1.5：3～5：5～6：8～12：2～3的乳化剂、苯乙烯、丙烯酸丁酯、丙烯酸和羟基类加入去离子水中，并预乳化，得到壳预乳液。换而言之，可以将去离子水与质量比为1～1.5：3～5：5～6：8～12：2～3的乳化剂、苯乙烯、丙烯酸丁酯、丙烯酸和羟基类混合，并预乳化，得到壳预乳液。其中，去离子水与羟基类的质量比可以为：10～15：2～3。
S20：按重量份数计，将0.1～0.2份引发剂、0.1～0.2份pH缓冲剂、以及包含有4～6份有机硅的核预乳液混合均匀并在40～60℃预热，待预热的溶液出现蓝光后将其升温至80～95℃，然后缓慢加入0.03～0.1份引发剂和包含有1.5～3份有机硅的核预乳液，保温，反应后得到第一中间溶液。
S30：将第一中间溶液降温至40～60℃，滴加0.03～0.15份引发剂、0.1～0.2份碳酸氢钠、以及包括有1～2.5份羟基类的壳预乳液，待滴加完毕的溶液出现蓝光后将其升温至80～95℃，然后再滴加0.01～0.1份引发剂和包括有0.3～1.5份羟基类的壳预乳液，保温，反应后再将温度降低至40℃以下，并调节pH至6～7，过滤后，得到第二中间溶液。
S40：将第二中间溶液、5～6份的成膜助剂和1～1.5份的纳米类无机材料混合均匀，得到超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂。
在本实施例中，步骤S20和S30中缓慢加入的方式能够控制加入速率，从而使得反应体系处于饥饿、半饥饿和充溢状态，这样能够获得结构不同、性能各异的聚合物乳液。缓慢加入的速度可为0.25～4mL/min。缓慢加入可包括滴加。
在本实施例中，核预乳液和壳预乳液的制备都可在室温下进行，预乳化时间都可以为20～60min，例如30min。
在本实施例中，pH缓冲剂可包括碳酸氢钠、氨水、氢氧化钠、磷酸氢二钠和三乙胺中一种。进一步地，考虑到pH值易控制、不容易产生爆聚或pH值不准确的情况，pH缓冲剂可为碳酸氢钠。
由于乳液聚合反应中采用过硫酸铵作为引发剂，它的分解会产生氢离子，随着聚合反应的进行，体系中的氢离子浓度逐渐增大，这样就会加速引发剂的分解，反应不能以平稳的速度进行，需要碳酸氢钠中和。
在本实施例中，步骤S20和S30都可在惰性环境下进行，以避免原料被氧化。例如，可在步骤S20和S30发生的反应容器中提前通入氮气，以排出空气。
在本实施例中，在步骤S20和S30可在搅拌条件下进行搅拌速率可为150～200rpm。
在本实施例中，出现蓝光是一种现象，表明乳液聚合已经开始；换而言之，体系出现蓝光时可以视为聚合反应刚刚发生。
在本实施例中，在步骤S20中，蓝光出现后，可在30min内完成引发剂和核预乳液的缓慢加入，然后保温的时间可以为1.5～3h，例如2h。
在本实施例中，在步骤S30中，蓝光出现后，可在30min内完成引发剂和核预乳液的缓慢加入，然后保温的时间可以为1.5～3h，例如2h。
在本实施例中，步骤S20和S30中的聚合工艺都是半连续法反应，即在一定温度下，先让部分单体在乳化剂溶液中经引发剂引发反应，进行到一定程度后，再不断滴加单体预乳液，同时补加引发剂溶液，然后继续反应一定时间，达到一定转化率，降温出料。
在上述两个步骤中通过控制滴加速率，可使反应体系处于饥饿、半饥饿和充溢状态，则可获得结构不同，性能各异的聚合物乳液。令反应体系处于饥饿状态，加入的单体在乳胶粒表面聚合并增长，反应平稳进行，引发剂的不断加入保证了高转化率。
在本实施例中，在步骤S40中，可以通过pH调节剂来实现调节pH至6～7。其中，pH调节剂可包括氨水、饱和碳酸氢钠、氢氧化钠、磷酸氢二钠和三乙胺中的一种，进一步地，pH调节剂可为氨水。
该步骤中的过滤能够去除反应中的杂质或可能存在的聚集团。
在本实施例中，制备得到的成膜剂是悬浮液，里面含有纳米级的固体颗粒。成膜剂的核层中含有环氧基团，壳上的羟基类和丙烯酸可以与环氧基团相连接，这样能够保证核层的被包裹和核壳之间的稳定连接、包覆。
在本实施例中，所述环氧类可包括：甲基丙烯酸缩水甘油酯、烯丙基缩水甘油酯和丙烯酸缩水甘油酯中的至少一种。
在本实施例中，所述有机硅类可包括：八甲基环四硅氧烷、乙烯基三(异丙氧基)硅氧烷(也可称为乙烯基三异丙氧基硅氧烷)、γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷中的至少一种。
在本实施例中，所述羟基类可包括：丙烯酸羟乙酯和/或甲基丙烯酸羟乙酯中的一种。
在本实施例中，所述乳化剂可包括：磺基琥珀酸癸基聚氧乙烯醚酯二钠、蓖麻油聚氧乙烯醚的混合物。其中，磺基琥珀酸癸基聚氧乙烯醚酯二钠、蓖麻油聚氧乙烯醚的质量比可以为1.8～2.4：1.2～1.6，进一步地可为(2.1±0.2)：(1.4±0.1)。
在本实施例中，所述引发剂可包括：过硫酸铵。
在本实施例中，所述成膜助剂可包括：十二醇酯。
在本实施例中，所述纳米类无机材料可包括：纳米二氧化硅和纳米氧化锆混合物。纳米二氧化硅及纳米氧化锆的粒度可以为50～80nm。按质量比，纳米二氧化硅：纳米氧化锆＝0.4～1：0.2～0.7，例如(0.7±0.2)：(0.5±0.1)。
本专利优点在于以环氧基为连接基团，与壳层中的羧酸功能性基团、羟基基团发生化学反应进行连接，控制壳层和核层之间的交联程度，形成稳定的核壳结构，同时在核中引入有机硅功能性单体，提高成膜剂在超高温条件下成膜时的交联密度和抗超高温能力，增加薄膜连续性；结合体系中软单体与硬单体配比、引入含量较大的羧酸功能性基团、反应型乳化剂等，增加薄膜柔韧性和弹性，防止薄膜高温开裂，结合环氧基团提高薄膜高温承压能力和粘结吸附能力，降低油基钻井液有效封堵率。
本发明另一方面提供了一种超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂。其中，超高温为井底温度，指标参数可为205～260℃，高密度为地层孔隙压力当量密度，指标参数可为≥1.80g/cm3。
所述成膜剂可包括采用上述的超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂的制备方法所制备出的成膜剂。
本发明的成膜剂是为核壳结构，其中，以苯乙烯、丙烯酸丁酯、羧基功能性基团、羟基功能性基团为外壳，以苯乙烯、丙烯酸丁酯、环氧基功能单体、有机硅类功能单体为内核。本发明能够保证环氧型、有机硅类功能性官能团被包埋在内核层中，防止其暴露在溶液中，减少了成膜剂对钻井液粘度的影响。
图1示出了本发明的成膜剂的一个粒度分布示意图。本发明成膜剂是悬浮液，里面含有纳米级的固体颗粒，固体颗粒的粒径分布范围窄，可为40～165nm，平均粒径可为94～100nm，再如94.54～98.87nm，能够解决共聚类有机硅成膜封堵剂高浓度条件下对油基钻井液流变性影响大的问题。
本发明在成膜剂中引入纳米二氧化硅、氧化锆混合粒子，能够进一步提高薄膜的耐水性、耐温性、承压封堵能力。常温常压下，本发明的成膜剂分散性能好，表观粘度可为60～103mPa.s。本发明的成膜剂使用温度可达220℃(例如，使用温度可以为210～215℃)。
油包水乳状液中成膜剂的加量在2～10％条件下(即成膜剂与油包水乳状液的质量体积比为4～6％：1g/mL)，220℃、0.7MPa作用下成膜过程中，30min内乳状液滤失量可为27～46mL；与油包水乳状液形成的连续薄膜的承压能力可达2.5MPa，连续薄膜220℃、0.7MPa作用下透失油可为12～20mL、透失水可为18～28mL。
成膜剂与油基钻井液的质量体积比可以为4～10％：1g/mL(也可称为加量4～10％)。4～10％加量条件下对超高温(例如，220℃)高密度油基钻井液流变性影响小，表观粘度上涨率可不超过8％、塑性粘度上涨率可不超过4.5％、动切力上涨率可不超过21％。其中，成膜剂在8％以下加量的情况下，对高温高密度油基钻井液流变性影响小。
进一步地，成膜剂在油基钻井液中的加量可以为4～6％。加量在4～6％条件下，220℃、3.5MPa下油基钻井液高温高压失水量降低53～85％，透失水可为10～15mL，透失油可为6～11mL。
本发明再一方面提供了一种超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂的应用，例如在制备油基钻井液中的应用，再例如在制备油包水乳状液中的应用。
为了更好地理解本发明的上述示例性实施例，下面结合具体示例对其进行进一步说明。
示例1
(1)原料：按照质量百分比，12％苯乙烯、11％丙烯酸丁酯、20％丙烯酸、6％甲基丙烯酸缩水甘油酯、8％八甲基环四硅氧烷、3％丙烯酸羟乙酯、1.8％磺基琥珀酸癸基聚氧乙烯醚酯二钠、1.2％蓖麻油聚氧乙烯醚、0.36％过硫酸铵、6％十二醇酯、0.8％纳米二氧化硅、0.2％纳米氧化锆，余量为去离子水。
(2)制备方法：
a.在装有搅拌器、回流冷凝管、温度计、滴液漏斗的反应瓶中，加入1.08％磺基琥珀酸癸基聚氧乙烯醚酯二钠、0.72％蓖麻油聚氧乙烯醚、7.0％苯乙烯、5.0％丙烯酸丁酯、6.0％甲基丙烯酸缩水甘油酯、10.0％丙烯酸、8.0％八甲基环四硅氧烷、水，室温预乳化30min，制得核预乳液A。在预乳化瓶中加入0.72％磺基琥珀酸癸基聚氧乙烯醚酯二钠、0.48％蓖麻油聚氧乙烯醚、5％苯乙烯、6％丙烯酸丁酯、3％丙烯酸羟乙酯、10％丙烯酸、水，室温预乳化30min，得壳预乳液B。
b.通氮气1h，升温至60℃、搅拌速度150～200rpm条件下，在反应瓶中加入0.15％过硫酸铵、碳酸氢钠(此处碳酸氢钠加入量为原料总加入质量的0.13％)，70％核预乳液A，待蓝光出现后升温至87℃，滴加剩余的30％核预乳液A、0.06％过硫酸铵，30min内加完，保温反应2h；降温至60℃向反应瓶中滴加0.10％过硫酸铵、碳酸氢钠(此处碳酸氢钠加入量为原料总加入质量的0.13％)，70％的壳预乳液B，待蓝光出现后升温至87℃，滴加0.05％过硫酸铵、30％的壳预乳液B，30min内加完，保温反应2h；降温至40℃左右，调节乳液pH值至6～7出料过滤，冷却至室温后加入6％十二醇酯、0.8％纳米二氧化硅、0.2％纳米氧化锆，混合均匀。
示例2
(1)原料：按照质量百分比，13.2％苯乙烯、13.8％丙烯酸丁酯、18％丙烯酸、5.0％烯丙基缩水甘油酯、8％八甲基环四硅氧烷、2.0％甲基丙烯酸羟乙酯、2.4％磺基琥珀酸癸基聚氧乙烯醚酯二钠、1.6％蓖麻油聚氧乙烯醚、0.24％过硫酸铵、7％十二醇酯、0.8％纳米二氧化硅、0.7％纳米氧化锆、余量为去离子水。
(2)制备方法：
a.在装有搅拌器、回流冷凝管、温度计、滴液漏斗的反应瓶中，加入1.68％磺基琥珀酸癸基聚氧乙烯醚酯二钠、1.12％蓖麻油聚氧乙烯醚、10.2％苯乙烯、8.8％丙烯酸丁酯、5.0％烯丙基缩水甘油酯、10.0％丙烯酸、8.0％八甲基环四硅氧烷、水，室温预乳化30min，制得核预乳液A。在预乳化瓶中加入0.72％磺基琥珀酸癸基聚氧乙烯醚酯二钠、0.48％蓖麻油聚氧乙烯醚、3％苯乙烯、5％丙烯酸丁酯、2％甲基丙烯酸羟乙酯、8％丙烯酸、水，室温预乳化30min，得壳预乳液B。
b.通氮气1h，升温至60℃、搅拌速度150～200rpm条件下，在反应瓶中加入0.12％过硫酸铵、碳酸氢钠(此处碳酸氢钠加入量为原料总加入质量的0.15％)，70％核预乳液A，待蓝光出现后升温至87℃，滴加剩余的30％核预乳液A、0.05％过硫酸铵，30min内加完，保温反应2h；降温至60℃向反应瓶中滴加0.05％过硫酸铵、碳酸氢钠(此处碳酸氢钠加入量为原料总加入质量的0.15％)，70％的壳预乳液B，待蓝光出现后升温至87℃，滴加0.02％过硫酸铵、30％的壳预乳液B，30min内加完，保温反应2h；降温至40℃左右，调节乳液pH值至6～7出料过滤，冷却至室温后加入7％十二醇酯、0.8％纳米二氧化硅、0.7％纳米氧化锆，混合均匀。
示例3
(1)原料：按照重量份数计，14.2份苯乙烯、13.8份丙烯酸丁酯、20份丙烯酸、4.0份丙烯酸缩水甘油酯、6.0份乙烯基三(异丙氧基)硅氧烷、2.0份丙烯酸羟乙酯、2.4份磺基琥珀酸癸基聚氧乙烯醚酯二钠、1.6份蓖麻油聚氧乙烯醚、0.36份过硫酸铵、7份十二醇酯、1.0份纳米二氧化硅、0.5份氧化锆、35.64份去离子水。
(2)制备方法：
a.在装有搅拌器、回流冷凝管、温度计、滴液漏斗的反应瓶中，加入1.68份磺基琥珀酸癸基聚氧乙烯醚酯二钠、1.12份蓖麻油聚氧乙烯醚、11.2份苯乙烯、8.8份丙烯酸丁酯、5.0份烯丙基缩水甘油酯、12份丙烯酸、6.0份乙烯基三(异丙氧基)硅氧烷、水，室温预乳化30min，制得核预乳液A。在预乳化瓶中加入0.72份磺基琥珀酸癸基聚氧乙烯醚酯二钠、0.48份蓖麻油聚氧乙烯醚、3份苯乙烯、5份丙烯酸丁酯、2份丙烯酸羟乙酯、8份丙烯酸、水，室温预乳化30min，得壳预乳液B。
b.通氮气1h，升温至60℃、搅拌速度150～200rpm条件下，在反应瓶中加入0.18份过硫酸铵、0.15份碳酸氢钠，70份核预乳液A，待蓝光出现后升温至87℃，滴加剩余的30份核预乳液A、0.08份过硫酸铵，30min内加完，保温反应2h；降温至60℃向反应瓶中滴加0.07份过硫酸铵、0.15份碳酸氢钠，70份的壳预乳液B，待蓝光出现后升温至87℃，滴加0.03份过硫酸铵、30份的壳预乳液B，30min内加完，保温反应2h；降温至40℃左右，调节乳液pH值至6～7出料过滤，冷却至室温后加入7份十二醇酯、1.0份纳米二氧化硅、0.5份氧化锆，混合均匀。
示例4
(1)原料：按照质量百分比，11.9％苯乙烯、13.1％丙烯酸丁酯、20％丙烯酸、4.0％甲基丙烯酸缩水甘油酯、8.0％γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷、3.0％甲基丙烯酸羟乙酯、1.8％磺基琥珀酸癸基聚氧乙烯醚酯二钠、1.2％蓖麻油聚氧乙烯醚、0.3％过硫酸铵、6.5％十二醇酯、0.4％纳米二氧化硅、0.6％氧化锆、余量为去离子水。
(2)制备方法：
a.在第一反应容器中加入1.08％磺基琥珀酸癸基聚氧乙烯醚酯二钠、0.72％蓖麻油聚氧乙烯醚、8.4％苯乙烯、7.6％丙烯酸丁酯、4.0％甲基丙烯酸缩水甘油酯、8.0％丙烯酸、8.0％γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷、水，室温预乳化30min，制得核预乳液A。在第二反应容器中加入0.72％磺基琥珀酸癸基聚氧乙烯醚酯二钠、0.48％蓖麻油聚氧乙烯醚、3.5％苯乙烯、5.5％丙烯酸丁酯、3.0％甲基丙烯酸羟乙酯、12.0％丙烯酸、水，室温预乳化30min，得壳预乳液B。
b.通氮气1h，升温至60℃、搅拌速度150～200rpm条件下，在第三反应容器中加入0.13％过硫酸铵、碳酸氢钠(此处碳酸氢钠加入量为原料总加入质量的0.13％)，70％核预乳液A，待蓝光出现后升温至87℃，滴加剩余的30％核预乳液A、0.05％过硫酸铵，30min内加完，保温反应2h；降温至60℃向第三反应容器中滴加0.08％过硫酸铵、碳酸氢钠(此处碳酸氢钠加入量为原料总加入质量的0.13％)，70％的壳预乳液B，待蓝光出现后升温至87℃，滴加0.04％过硫酸铵、30％的壳预乳液B，30min内加完，保温反应2h；降温至40℃左右，调节乳液pH值至6～7出料过滤，冷却至室温后加入6.5％十二醇酯、0.4％纳米二氧化硅、0.6％氧化锆，混合均匀。
对示例1～4制备得到的成膜剂进行性能评价。
一、成膜剂性能测定
1、成膜剂常温常压下表观粘度测定
通过Brookfiled粘度计对示例1～4制备得到的成膜剂进行表观粘度测定，选用转子为02#，转速100rpm，测定条件为常温常压，测定结果如表1所示，具有表1所示表观粘度的成膜剂的流动性好，利于现场配置和泵送。
表1常温常压下成膜剂的表观粘度
示例 示例1 示例2 示例3 示例4
表观粘度/mPa.s 78.9 102.5 88.4 61.2
表1中，常温常压下成膜剂的表观粘度可为61.2～102.5mPa.s。
2、成膜剂粒度分析
在常温常压下，通过马尔文Zetasizer Nano ZS 90对示例1～4制备得到的成膜剂进行粒径分析，分析结果如表2所示，成膜剂粒径分布范围窄，有助于解决共聚类有机硅成膜封堵剂高浓度条件下对油基钻井液流变性影响大的问题。
表2成膜剂粒度分析
示例 示例1 示例2 示例3 示例4
平均粒径/nm 95.62 98.87 94.54 96.65
范围/nm 50.75～164.2 50.75～164.2 43.82～164.2 43.82～164.2
表2中，成膜剂的平均粒径可为94.54～98.87nm，粒径分布范围是43.82～164.2nm。
二、加入油包水乳状液后性能评价
将示例1～4制备得到的成膜剂加入油包水乳状液中混合均匀，可分别得到对应示例1～4的配置好的乳状液。油包水乳状液配方为：270mL3#白油+2.1g主乳化剂+8.4g辅乳化剂+6.0g润湿剂+30mL20％CaCl2盐水，按配方要求称取材料，在10000～12000rpm条件下高搅60min。
1、乳状液分散性评价
将油包水乳状液、配制好的乳状液装入220℃滚子炉内热滚16h，冷却开罐后高搅30min，常温常压下静止1h，观察分散性，观察是否存在分层、沉淀、析出。其中，配置的乳状液按照表3进行。并通过Brookfiled粘度计对油包水乳状液、配制好的乳状液进行热分散前后表观粘度测定，选用转子为02#，转速100rpm，测定条件为常温常压。
表3 220℃条件下热分散16h后乳状液静止1h后分散性及表观粘度
Figure BDA0002429556090000111
Figure BDA0002429556090000121
由表3可知，成膜剂加量2～10％范围内，成膜剂对流变性影响较小，热滚前后的表观粘度与乳状液空白样相比，粘度提升率为3.87～81.34％和10.56％～80.63％。成膜剂加入乳状液后，热滚前后体系表观粘度变化率为0.20～3.14％，说明该类成膜剂在油包水乳状液中的热稳定性较好，未发生高温降解现象。
表3～4中油包水乳状液+8％成膜剂(示例1)表示：由对应示例1的成膜剂与油包水乳状液配置乳状液，其中的“1％”表示相应的成膜剂与油包水乳状液的质量体积比为0.08g/mL。表3～4中其它相似的表示方式具有类似的含义。
2、成膜温度、成膜压力条件下的滤失量、透失水、透失油评价
按照表4配置乳状液。将油包水乳状液、配制好的乳状液装入220℃滚子炉内热滚16h，冷却开罐后高搅30min，通过GGS71-B型高温高压失水仪，在220℃、0.7MPa压力条件下，通过FANN No.206056滤纸和FANN NO.206058不锈钢过滤盘制得油包水乳状液连续薄膜，并记录30min滤失量；在失水仪釜体中装入介质水后，将滤纸、不锈钢滤盘和连续薄膜重新装入失水仪，在220℃、0.7MPa压力下进行透失水试验，并记录30min透失水量；透失油试验过程同透失水实验，实验介质为3#白油，记录30min透失油量。评价结果见表4。220℃、0.7MPa作用下成膜过程中油包水乳状液滤失量27～46mL；220℃、0.7MPa作用下连续薄膜透失油12～19.6mL、透失水18.6～27.2mL。
表4 220℃、0.7MPa下的高温中压滤失量、透失水、透失油
Figure BDA0002429556090000131
3、薄膜在高温高压下的承压能力测试
按照表5配置乳状液，并按照上述“2”中的方法得到对应示例1～4的连续薄膜(即油包水乳状液型连续薄膜)。通过GGS71-B型高温高压失水仪，在220℃、0.5～3.0MPa压力条件下，分别使对应示例1～4的连续薄膜在不同介质中进行承压封堵能力测试，每个压力值稳定5min后读取滤失量，再加压到下一个压力值进行实验，实验结果为累积滤失量，实验结果如表5所示。
表5乳状液连续薄膜承压能力评价
Figure BDA0002429556090000141
由表5可知，在介质为油的情况下，最大承压能力可为2.5MPa，累积滤失量可为35.8～55.2ml；在介质为水的情况下，最大承压能力可为2MPa，累积滤失量可为33～43ml。
4、未加入和加入成膜剂的油基钻井液的流变性及高温高压滤失量评价
油基钻井液配方：270mL3#白油+2.1g主乳化剂+9g辅乳化剂+4.5g润湿剂+30mL20％氯化钙盐水+12g有机土+24g油溶性沥青类+12gCaO+重晶石(调整密度至2.0g/cm3)。
按照表6中的配方进行样品配制，其中，成膜剂由示例1制备得到。根据《GBT16783.2-2012石油天然气工业钻井液现场测试第2部分：油基钻井液》对油基钻井液密度、流变性、破乳电压、滤失量进行测定；在220℃条件下热分散16h后通过GGS71-B型高温高压失水仪在220℃、3.5MPa下进行高温高压滤失量(HTHP)和透失油评价，使用3#白油作为过滤介质，对泥饼(也可称为滤饼)透失油进行评价。评价结果件见6，其中，油基钻井液的密度都为2.0g/cm3，未在表中示出。
表6未加入和加入成膜剂的油基钻井液的流变性及HTHP测试数据
Figure BDA0002429556090000151
其中，G’为初切、G”为终切、AV为表观粘度，PV为塑性粘度，YP为动切力，ES为破乳电压，HTHP为高温高压滤失量。
成膜剂在6％以下加量的情况下，φ6增长率在28.57％以下，φ3增长率在16.67以下；初切增长量在1以下，终切增増涨量在5以下；表观粘度上涨率在8％以下，塑性粘度上涨率在4.5％以下，动切力上涨率在21％以下。
具体地，根据表6可知，4～6％加量条件下对超高温高密度油基钻井液流变性影响小，其中，φ6由7增长至9，φ3由6增长至7，初切由2增长至3.5，终切由10增长至15，表观粘度上涨率分别为：1.72％、5.17％和7.76％，、塑性粘度上涨率分别为2.17％、4.35％和4.35％，动切力上涨率分别为0、8.33％和20.83％，对破乳电压影响不大，可有效降低高温高压滤失量，其HTHP降低率为53.85～84.62％。
表6～7中油基钻井液+4％成膜剂表示：由成膜剂与油基钻井液配置溶液，其中的“4％”表示相应的成膜剂与油基钻井液的质量比为4％：1。表6～7中其它相似的表示方式具有类似的含义。
表7未加入和加入成膜剂的油基钻井液在220℃、3.5MPa下透失油、透失水评价
Figure BDA0002429556090000152
Figure BDA0002429556090000161
由表7可知，通过对比可知，加入成膜剂的油基钻井液泥饼具有更好的透失水、透失油能力，其中，在220℃、3.5MPa下，30min内滤饼透失水10.4～15mL，透失油6.2～10.8mL。
综上所述，本发明的超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂及其制备方法、应用的优点可包括：
(1)本发明的制备方法简便、流程短。
(2)本发明的成膜剂为纳米级别，平均粒径为94.～100nm，能够解决共聚类有机硅成膜封堵剂高浓度条件下对油基钻井液流变性影响大的问题。
(3)本发明的成膜剂使用温度可达220℃；本发明成膜剂的加入对油基钻井液流变性影响小；本发明的成膜剂在油包水乳状液中形成薄膜的承压能力可达2.5MPa，在油基钻井液中形成薄膜的承压能力可达3.5MPa。
(4)利用本发明的成膜剂形成的薄膜耐水性、耐温性、承压封堵能力性能优异。
尽管上面已经通过结合示例性实施例描述了本发明，但是本领域技术人员应该清楚，在不脱离权利要求所限定的精神和范围的情况下，可对本发明的示例性实施例进行各种修改和改变。

Claims (10)

1.一种超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括以下步骤：
制备核预乳液和壳预乳液；
将引发剂、pH缓冲剂、以及包含有4～6重量份有机硅的核预乳液混合均匀并在40～60℃预热，待预热的溶液出现蓝光后将其升温至80～95℃，然后缓慢加入引发剂和包含有1.5～3重量份有机硅的核预乳液，保温，反应后得到第一中间溶液；
将第一中间溶液降温至40～60℃，缓慢加入引发剂、pH缓冲剂、以及包括有1～2.5重量份羟基类的壳预乳液，待加入完毕的溶液出现蓝光后将其升温至80～95℃，然后再滴加引发剂和包括有0.3～1.5重量份羟基类的壳预乳液，保温，反应后再将温度降低至40℃以下，并调节pH至6～7，过滤后，得到第二中间溶液；
将第二中间溶液、5～6重量份的成膜助剂和1～1.5重量份的纳米类无机材料混合均匀，得到超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂；
其中，制备核预乳液的步骤包括：将质量比为1.8～2.8：7～11.2：5～8.8：8～12：4～6：6～8乳化剂、苯乙烯、丙烯酸丁酯、丙烯酸、环氧类和有机硅类加入到去离子水中，并预乳化，得到核预乳液；
制备壳预乳液的步骤包括：将质量比为1～1.5：3～5：5～6：8～12：2～3的乳化剂、苯乙烯、丙烯酸丁酯、丙烯酸和羟基类加入到去离子水中，并预乳化，得到壳预乳液。
2.根据权利要求1所述的超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂的制备方法，其特征在于，所述环氧类包括甲基丙烯酸缩水甘油酯、烯丙基缩水甘油酯和丙烯酸缩水甘油酯中的至少一种。
3.根据权利要求1所述的超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂的制备方法，其特征在于，所述的有机硅类为八甲基环四硅氧烷、乙烯基三异丙氧基硅烷和γ-甲基丙烯酰氧基丙基三甲氧基硅烷中的至少一种。
4.根据权利要求1所述的超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂的制备方法，其特征在于，所述羟基类包括丙烯酸羟乙酯和甲基丙烯酸羟乙酯中的至少一种。
5.根据权利要求1所述的超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂的制备方法，其特征在于，所述乳化剂包括质量比为1.8～2.4：1.2～1.6的磺基琥珀酸癸基聚氧乙烯醚酯二钠和蓖麻油聚氧乙烯醚。
6.根据权利要求1所述的超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂的制备方法，其特征在于，所述引发剂为过硫酸铵。
7.根据权利要求1所述的超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂的制备方法，其特征在于，所述成膜助剂包括十二醇酯。
8.根据权利要求1所述的超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂的制备方法，其特征在于，所述纳米类无机材料包括纳米二氧化硅和纳米氧化锆的混合物。
9.一种超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂，其特征在于，所述成膜剂包括采用权利要求1至8中任意一项所述的超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂的制备方法所制备出的成膜剂。
10.根据权利要求9中所述的超高温高密度油基钻井液用纳米级成膜剂在制备油包水乳状液或油基钻井液中的应用。
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