CN114350330A

CN114350330A - 一种高强度强吸附封堵剂及油基钻井液

Info

Publication number: CN114350330A
Application number: CN202210082538.6A
Authority: CN
Inventors: 谢刚; 雷震; 邓明毅; 白杨; 范莉; 罗玉婧; 陈宇; 王平全
Original assignee: Southwest Petroleum University
Current assignee: Southwest Petroleum University
Priority date: 2022-01-24
Filing date: 2022-01-24
Publication date: 2022-04-15
Anticipated expiration: 2042-01-24
Also published as: CN114350330B

Abstract

本发明公开了一种高强度强吸附封堵剂及油基钻井液，属于油气田钻井技术领域。所述高强度强吸附封堵剂的原料为纳米氮化硅、含氨基的硅烷偶联剂、(2‑氯乙基)三甲基铵、二甲基叔胺类化合物和长链烷烃氯代物，通过分步法制备得来。其中，封堵剂的合成原料易得，合成方法简单可靠。合成的高强度强吸附封堵剂粒径在103～820nm之间，对泥页岩井壁中的纳米级别孔隙可以进行有效封堵；高强度强吸附封堵剂含有季铵官能团，加强了封堵剂对地层的吸附能力。该封堵剂对油基钻井液的性能参数影响较小，可直接加钻井液中封堵纳米孔缝，从而起到稳定井壁、防止坍塌和降低钻井液损耗的效果。

Description

一种高强度强吸附封堵剂及油基钻井液

技术领域

本发明涉及油气田钻井技术领域，具体涉及一种高强度强吸附封堵剂及包含有该封堵剂的油基钻井液。

背景技术

页岩气的开采一直是石油与天然气行业研究的重点。在钻井作业过程中，面对地层微裂缝发育的硬脆性和破碎性地层，钻井液封堵性能至关重要。在正压差驱动下，钻井液容易侵入这些微裂隙而产生水力尖劈作用，使裂缝不断扩展变大并连通。常规的封堵剂对微米级别的孔缝能够起到较好的封堵效果，但针对纳米级别的孔缝，没有与之相对应的封堵材料进行有效封堵，导致井壁失稳现象在复杂地层频发。研究表明，钻井液滤失量过大时，滤液易侵入深部地层，地层岩石强度降低显著，容易导致井壁失稳，出现井漏、遇阻、掉块等井下复杂情况。现有的油基钻井液封堵材料多为微米封堵材料，无法这针对纳米孔缝进行有效封堵，使得钻井液滤失量无法进一步降低。因此，研究了适用于油基钻井液的封堵材料-高强度强吸附封堵剂。

纳米氮化硅一种无机物，是一种重要的结构陶瓷材料，硬度大，本身具有润滑性，并且耐磨损。使用纳米氮化硅作为封堵材料，能够在地层高压下保持结构的完整，能够形成稳定的封堵层。对纳米氮化硅进行改性使其能够均匀分散在钻井液中。纳米氮化硅本身具有耐高温的性能，含有季铵官能团，能够加强对地层的吸附性能，在抽汲压力和激动压力下能够保持封堵层的稳定。纳米氮化硅为纳米级材料，可进入纳、微米级的孔缝实现有效封堵，对加快钻进周期，降低钻井成本有着重要的意义。

发明内容

针对目前常规封堵剂无法有效封堵页岩中的微裂缝而导致的井壁失稳问题，本发明提供了一种高强度强吸附封堵剂，其粒径能够达到纳米级，能够有效对页岩地层中的微米级、纳米级裂缝进行封堵，从而达到稳定井壁的目的。

为实现上述目的，本发明的技术方案为：一种高强度强吸附封堵剂，其特征在于，所述高强度强吸附封堵剂其制备步骤如下：

S1、称取0.5～1摩尔纳米氮化硅在100～150mL无水乙醇中，超声分散30～45min，加入盐酸溶液调节pH值至4～5，再加入2～3摩尔含氨基的硅烷偶联剂得到混合液，将混合液在50～70℃条件下搅拌3～4h，反应结束后放入离心机中，以5000rpm的转速离心5min，然后过滤，之后用去离子水和无水乙醇洗涤固体物质3次，最后，将固体置于60℃烘箱中真空干燥24h，得到改性纳米氮化硅；

S2、将0.5～1摩尔改性纳米氮化硅分散在100～150mL的去离子水中，在20～30℃的条件下缓慢加入0.3～0.6摩尔含双键的二甲基叔胺类化合物，搅拌反应30～40min后移至油浴锅中，在50～70℃条件下搅拌10～12h；反应结束后，减压蒸馏除去溶剂，将得到的产物用去离子水洗涤固体物质3次，最后，将固体置于60℃烘箱中真空干燥24h，得到末端含叔胺的改性纳米氮化硅；

S3、将0.5～1摩尔末端含叔胺的改性纳米氮化硅分散于100～150mL的蒸馏水中，分别加入1～5mL浓度为36％的浓盐酸，0.5～1摩尔(2-氯乙基)三甲基铵，0.5～1摩尔长链烷烃氯代物，冷凝回流5～8小时，将得到的产物用去离子水和无水乙醇洗涤固体物质3次，最后，将固体置于60℃烘箱中真空干燥24h，得到高强度强吸附封堵剂。

所述步骤S1中含氨基的硅烷偶联剂为γ-氨丙基三乙氧基硅烷、N-β-(氨乙基)-γ-氨丙基三甲氧基硅烷中的一种。

所述步骤S2中含双键的二甲基叔胺类化合物为二甲基烯丙基胺、3-二甲胺甲基-3-丁烯-2-酮、丙烯酸二甲胺基乙酯、二甲胺基丙基丙烯酰胺和N-(3-二甲氨基丙基)甲基丙烯酰胺中的一种

所述步骤S3中长链烷烃氯代物为氯代十四烷、氯代十六烷、1,2-二氯十四烷、氯代十八烷和1-氯代二十碳烷中的一种。

一种油基钻井液，其特征在于，所述钻井液中含有权利要求1-4所述的高强度强吸附封堵剂，所述钻井液按重量份包括以下组分：80份的基础油，20份的CaCl₂盐水，2.5～4.5份的主乳化剂，1.5～2.5份的辅乳化剂，2.5～3份的有机土，0.5～0.8份的润湿剂，2～3份的生石灰，1.5～4份的降滤失剂，1～5份的高强度强吸附封堵剂，0～230份的重晶石组成。

油基钻井液中，基础油为3#白油，CaCL₂盐水浓度为25％，主乳化剂为HW Pmul-1，辅乳化剂为HW Smul-1，有机土为HW Gel-3，润湿剂为HW Wet-1，降滤失剂为HW Trol-101；其中，HW Pmul-1、HW Smul-1、HW Gel-3、HW Trol-101和HW Wet-1来自成都西油华巍科技有限公司。

所述油基钻井液用重晶石将密度调节为1.05-2.10g/cm³。

本发明有益效果如下：

本发明所制备的高强度强吸附封堵剂的粒径分布在103～820nm之间，能够有效的对页岩地层中的纳米级别裂缝进行封堵，从而达到稳定井壁的效果；其结构中的长碳链使其具有良好的亲油性能，能使封堵剂在油基钻井液中均匀分散；季铵官能团使得封堵剂对地层的吸附性能大大加强，能够很好的吸附在地层表面，进而增强了封堵剂的封堵性能。本发明所使用的油基钻井液在页岩地层条件下的流变性能以及封堵性能良好。

附图说明

图1为实施例一中高强度强吸附封堵剂的粒径分布图；

图2为实施例二中高强度强吸附封堵剂的粒径分布图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例，对本发明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。

1、高强度强吸附封堵剂的合成

实施例1：

S1、称取1摩尔纳米氮化硅在150mL无水乙醇中，超声分散30min，加入盐酸溶液调节pH值至5，再加入2摩尔γ-氨丙基三乙氧基硅烷得到混合液，将混合液在60℃条件下搅拌3h，反应结束后放入离心机中，以5000rpm的转速离心5min，然后过滤，之后用去离子水和无水乙醇洗涤固体物质3次，最后，将固体置于60℃烘箱中真空干燥24h，得到改性纳米氮化硅；

S2、将0.5摩尔改性纳米氮化硅分散在100mL的去离子水中，在25℃的条件下缓慢加入0.3摩尔二甲基烯丙基胺，搅拌反应30min后移至油浴锅中，在60℃条件下搅拌10h；反应结束后，减压蒸馏除去溶剂，将得到的产物用去离子水洗涤固体物质3次，最后，将固体置于60℃烘箱中真空干燥24h，得到末端含叔胺的改性纳米氮化硅；

S3、将0.5摩尔末端含叔胺的改性纳米氮化硅分散于100mL的蒸馏水中，分别加入3mL浓度为36％的浓盐酸，0.5摩尔(2-氯乙基)三甲基铵，0.5摩尔氯代十六烷，冷凝回流6小时，将得到的产物用去离子水和无水乙醇洗涤固体物质3次，最后，将固体置于60℃烘箱中真空干燥24h，得到高强度强吸附封堵剂。

实施例2：

S1、称取0.8摩尔纳米氮化硅在150mL无水乙醇中，超声分散40min，加入盐酸溶液调节pH值至5，再加入1.8摩尔含氨基的硅烷偶联剂得到混合液，将混合液在60℃条件下搅拌3h，反应结束后放入离心机中，以5000rpm的转速离心5min，然后过滤，之后用去离子水和无水乙醇洗涤固体物质3次，最后，将固体置于60℃烘箱中真空干燥24h，得到改性纳米氮化硅；

S2、将0.8摩尔改性纳米氮化硅分散在120mL的去离子水中，在25℃的条件下缓慢加入0.5摩尔丙烯酸二甲胺基乙酯，搅拌反应30min后移至油浴锅中，在60℃条件下搅拌12h；反应结束后，减压蒸馏除去溶剂，将得到的产物用去离子水洗涤固体物质3次，最后，将固体置于60℃烘箱中真空干燥24h，得到末端含叔胺的改性纳米氮化硅；

S3、将0.8摩尔末端含叔胺的改性纳米氮化硅分散于100～150mL的蒸馏水中，分别加入4mL浓度为36％的浓盐酸，0.8摩尔(2-氯乙基)三甲基铵，0.8摩尔氯代十八烷，冷凝回流8小时，将得到的产物用去离子水和无水乙醇洗涤固体物质3次，最后，将固体置于60℃烘箱中真空干燥24h，得到高强度强吸附封堵剂。

2、油基钻井液的配制：

将10.0g的主乳化剂HW Pmul-1、10.0g辅乳HW Smul-1、3.2g润湿剂HW Wet-1直接称取在高搅杯中；量取320mL 3#白油导入高搅杯中，将高搅杯置于高搅机上，以11000rpm高速搅拌，搅拌10min；用玻璃纸称取12.0g有机土HW Gel-3，在高搅状态下，将有机土HW Gel-3缓慢加入到高搅杯中，防止飞溅，高搅10min；在高搅状态下，量取80mL浓度为25％的CaCl₂水溶液加入到高搅杯中，防止飞溅，高搅10min；在高搅状态下，将10.0g生石灰缓慢加入到高搅杯中，高搅10min；在高搅杯状态下，将14.0g的滤失剂HW Trol-101缓慢加入到高搅杯中，搅拌10min；在高搅状态下，将420.0g重晶石缓慢加入到高搅杯中，继续搅拌30min，制得基浆。

为了进一步说明本发明高强度强吸附封堵剂以及油基钻井液的效果，对实施例1和实施例2中的高强度强吸附封堵剂以及油基钻井液进行性能测试。

1、高强度强吸附封堵剂粒径测试

利用美国布鲁克海文仪器公司生产的BI-200SM型激光散射仪对高强度强吸附封堵剂进行粒径测试，实施例1制得的高强度强吸附封堵剂的粒径见图1，实施例2制得的高强度强吸附封堵剂的粒径见图2，从图1和图2可以看出，本发明高强度强吸附封堵剂的粒径大致分布在103～820nm。

2、高强度强吸附封堵剂与油基钻井液的配伍性

配制好的油基钻井液(基浆)中加入不同加量(按体积分数计算)的实施例1和实施例2中合成的高强度强吸附封堵剂，在160℃下老化16h，测定油基钻井液的性能参数，结果见表1。

通过表1可知，随着实施例1与实施例2制备的高强度强吸附封堵剂的加量增加，油基钻井液的表观粘度和塑性粘度缓慢增加，动切力保持在7.5～9.0Pa，动塑比≥0.200，油基钻井液的破乳电压略有升高，说明高强度强吸附封堵剂与油基钻井液的配伍性较好，封堵剂的加量对其流变性能影响不大；HTHP(高温高压滤失量)随着高强度强吸附封堵剂加量的增加而降低，滤液量降低明显，当高强度强吸附封堵剂的加量超过3％时，滤液量降低不明显，说明高强度强吸附封堵剂对油基钻井液的封堵效果较好，且最佳加量为3％。

表1加入不同加量的高强度强吸附封堵剂的油基钻井液性能参数

注：HTHP的温度为160℃，压力为3.5MPa。

3、人造岩心封堵实验

使用人造岩心模拟地层纳米裂缝地层，通过测量钻井液体系在人造岩心中的平均流量，通过达西公式，计算加入高强度强吸附封堵剂前后，人造岩心的渗透率K＝Qμl/(AΔP)，从而计算得到高强度强吸附封堵剂对人造岩心的封堵率，从而评价其封堵性能。

用清水测试人造岩心的渗透率，选用渗透率相一致的人造岩心减小实验误差，人造岩心的初始渗透率为2.876×10^-3mD(误差为0.05×10^-3)。在基浆中分别加入不同质量分数的实施案例1和实施案例2中合成的高强度强吸附封堵剂，表2所示为高强度强吸附封堵剂的人造岩心渗透率数据记录表。

根据表2可知，高强度强吸附封堵剂作为纳米封堵剂，可有效降低人造岩心的渗透率，在高强度强吸附封堵剂的加入量为3％时，实施例1和实施例2中人造岩心测得的渗透率分别下降85.25％和85.95％，高强度强吸附封堵剂加量增加，人造岩心的封堵效果更好，而当加量超过3％后，人造岩心测得的渗透率下降缓慢，说明本发明的高强度强吸附封堵剂封堵效果优异，且最佳添加量为3％。

表2.渗透率数据

类型	人造岩心渗透率(10<sup>-3</sup>mD)	封堵率(％)
			基浆	0.861	—
基浆+1％实施例1	0.203	76.42
			基浆+1％实施例2	0.211	75.49
基浆+2％实施例1	0.163	81.07
			基浆+2％实施例2	0.157	83.71
基浆+3％实施例1	0.127	85.25
			基浆+3％实施例2	0.121	85.95
基浆+4％实施例1	0.118	86.30
			基浆+4％实施例2	0.114	86.76
基浆+5％实施例1	0.109	87.34
			基浆+5％实施例2	0.106	87.69

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims

1.一种高强度强吸附封堵剂及油基钻井液，其特征在于，所述基高强度强吸附封堵剂其制备步骤如下：

S1、称取0.5～1摩尔的纳米氮化硅在100～150mL无水乙醇中，超声分散30～45min，加入盐酸溶液调节pH值至4～5，再加入2～3摩尔的含氨基的硅烷偶联剂得到混合液，将混合液在50～70℃条件下搅拌3～4h，反应结束后放入离心机中，以5000rpm的转速离心5min，然后过滤，之后用去离子水和无水乙醇洗涤固体物质3次，最后，将固体置于60℃烘箱中真空干燥24h，得到改性纳米氮化硅；

S2、将0.5～1摩尔的改性纳米氮化硅分散在100～150mL的去离子水中，在20～30℃的条件下缓慢加入0.3～0.6摩尔的含双键的二甲基叔胺类化合物，搅拌反应30～40min后移至油浴锅中，在50～70℃条件下搅拌10～12h；反应结束后，减压蒸馏除去溶剂，将得到的产物用去离子水洗涤固体物质3次，最后，将固体置于60℃烘箱中真空干燥24h，得到末端含叔胺的改性纳米氮化硅；

S3、将0.5～1摩尔末端含叔胺的改性纳米氮化硅分散于100～150mL的蒸馏水中，分别加入1～5mL浓度为36％的浓盐酸，0.5～1摩尔的(2-氯乙基)三甲基铵，0.5～1摩尔的长链烷烃氯代物，冷凝回流5～8小时，将得到的产物用去离子水和无水乙醇洗涤固体物质3次，最后，将固体置于60℃烘箱中真空干燥24h，得到高强度强吸附封堵剂。

2.根据权利要求1所述的高强度强吸附封堵剂的制备方法，其特征在于，所述步骤S1中含氨基的硅烷偶联剂为γ-氨丙基三乙氧基硅烷、N-β-(氨乙基)-γ-氨丙基三甲氧基硅烷中的一种。

3.根据权利要求1所述的高强度强吸附封堵剂的制备方法，其特征在于，所述步骤S2中含双键的二甲基叔胺类化合物为二甲基烯丙基胺、3-二甲胺甲基-3-丁烯-2-酮、丙烯酸二甲胺基乙酯、二甲胺基丙基丙烯酰胺和N-(3-二甲氨基丙基)甲基丙烯酰胺中的一种。

4.根据权利要求1所述的高强度强吸附封堵剂的制备方法，其特征在于，所述步骤S3中长链烷烃氯代物为氯代十四烷、氯代十六烷、1,2-二氯十四烷、氯代十八烷和1-氯代二十碳烷中的一种。

5.一种油基钻井液，其特征在于，所述钻井液中含有权利要求1-4所述的高强度强吸附封堵剂，所述钻井液按重量份包括以下组分：80份的基础油，20份的CaCl₂盐水，2.5～4.5份的主乳化剂，1.5～2.5份的辅乳化剂，2.5～3份的有机土，0.5～0.8份的润湿剂，2～3份的生石灰，1.5～4份的降滤失剂，1～5份的高强度强吸附封堵剂，15～230份的重晶石组成。

6.根据权利要5所述的油基钻井液，其特征在于，基础油为3#白油，CaCL₂盐水浓度为25％，主乳化剂为HW Pmul-1，辅乳化剂为HW Smul-1，有机土为HW Gel-3，润湿剂为HW Wet-1，降滤失剂为HW Trol-101；其中，HW Pmul-1、HW Smul-1、HW Gel-3、HW Trol-101和HWWet-1来自成都西油华巍科技有限公司。

7.根据权利要求5所述的油基钻井液，其特征在于，所述油基钻井液用重晶石将密度调节为1.05-2.10g/cm³。