CN114539995B - 一种聚胺复合盐水基钻井液及其制备方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及油田化学剂制备技术领域，具体涉及一种聚胺复合盐水基钻井液及其制备方法。使用特定原料合成聚胺抑制剂，并与多种盐类物质科学复配，制得的钻井液具有优异的流变、降滤失、润滑等性能，可经高温热滚老化性能不显著降低，该钻井液生物毒性等级为无毒，环保无污染，并且制备方法简便易行，可规模化生产。

Description

一种聚胺复合盐水基钻井液及其制备方法

技术领域

本发明涉及油田化学剂制备技术领域，具体涉及一种聚胺复合盐水基钻井液及其制备方法。

背景技术

在钻井作业中，大多数的井壁失稳均发生在泥页岩地层，因为其中含有大量黏土矿物，容易在钻井过程中发生水化作用，导致发生垮塌、缩径等问题，严重影响钻井作业。

常用钻井液抑制剂有聚合物型、沥青型、腐殖酸型等，但其通常也伴随着各种各样的缺点，例如不利于环保、流变性能难以控制等，对钻井液体系的适应性不高，需对钻井液的组成设计进行精细调整。目前，为获得较好的抑制效果及热稳定性，钻井作业时多采用油基钻井液，但油基钻井液具有诸多缺陷，例如应用成本较高、发生井漏时损失较大、环保性能不佳等，因此具备良好环保性能、满足钻井抑制需求等特点的水基钻井液逐渐成为研发热点。

CN109694700A公开了一种水基钻井液，包括甘油基葡萄糖苷和烷基糖苷聚醚的水溶液，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。但其钻井液中主要功效成分甘油基葡萄糖苷与烷基糖苷聚醚使用成本较高，制备方法繁杂，并且钻井液配方较为复杂，难以广泛应用。

CN107629768A公开了一种耐超高温水基钻井液，包含如下质量百分含量的组分：粘土2-5%、碱度调节剂0.2-0.6%、流变稳定剂2-5%、降滤失剂4-8%、抑制剂4-8%、润滑剂2-5%，余量为水，其中，所述流变稳定剂由包含以下质量份的原料制备得到：油相40-56份、水相40-56份、引发剂2-5份、交联剂2-5份。该流变稳定剂分子呈纳米球型结构，具有刚性内核，基团空间层级分布，能够提高表层有效基团分布数量及密度，可以通过有效基团的“结构补偿”作用，提高与粘土相的吸附和水化作用，增强钻井液性能的控释性。然而，该流变稳定剂组成复杂，制备条件难以掌握，若无法得到纳米尺寸的分子构型，将难以发挥优异性能。

发明内容

本发明的目的在于提供一种聚胺复合盐水基钻井液，使用特定原料合成聚胺抑制剂，并与多种盐类物质科学复配，制得的钻井液具有优异的流变、降滤失、润滑等性能，可经高温热滚老化性能不显著降低，该钻井液生物毒性等级为无毒，环保无污染，并且制备方法简便易行，可规模化生产。

为实现上述目的，本发明采用下述技术方案：

一种聚胺复合盐水基钻井液，其特征在于，包括如下重量百分比的组分：复合盐、表面活性剂、润滑剂、降滤失剂、聚胺抑制剂，以及余量的去离子水。

任选地，所述钻井液还包含加重剂；其中，所述复合盐包含至少两种盐，所述盐选自碱金属或碱土金属有机酸盐、碱金属或碱土金属碳酸盐。

进一步地，该聚胺复合盐水基钻井液，包括如下重量百分比的组分：复合盐2-5%、表面活性剂4-8%、润滑剂2-6%、降滤失剂1-6%、聚胺抑制剂6-10%、加重剂0-5%，以及余量的去离子水。

进一步地，所述聚胺抑制剂由包括如下步骤的方法制备：将氨基环糊精与马来酸酐按摩尔比(1-5):(4-8)加入反应釜中充分混合，加热至75-100℃，加入催化剂后真空搅拌反应5-8h，停止加热，而后加入去离子水继续搅拌0.5-1h，冷却静置，即得所述聚胺抑制剂。

作为优选，所述复合盐选自甲酸钙、甲酸钠、碳酸钠、碳酸钾、碳酸镁。

作为优选，所述润滑剂选自多元醇脂肪酸酯和/或石墨，所述多元醇脂肪酸酯选自季戊四醇蓖麻油酸酯、月桂醇蓖麻油酸酯中的一种或两种。

作为优选，所述降滤失剂选自硝基腐殖酸钠或高聚物降滤失剂，所述高聚物降滤失剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、丙烯酰胺、丙烯酸的共聚物。

作为优选，所述表面活性剂选自全氟壬烯氧基苯磺酸钠、直链十二烷基苯磺酸钠、十二烷基三甲基氯化铵、壬基酚聚氧乙烯醚、十二烷基二羟乙基甜菜碱中的一种或两种以上的混合。

进一步地，该聚胺复合盐水基钻井液，包括如下重量百分比的组分：甲酸钙1-3%、碳酸钠1-2%、聚胺抑制剂6-10%、季戊四醇蓖麻油酸酯2-6%、硝基腐殖酸钠0-3%、高聚物降滤失剂1-3%、全氟壬烯氧基苯磺酸钠3-6%、壬基酚聚氧乙烯醚1-4%、重晶石粉1-5%，以及余量的去离子水。

本发明还提供一种上述聚胺复合盐水基钻井液的制备方法。

该聚胺复合盐水基钻井液的制备方法，其特征在于，包括如下步骤：

S1：按比例称取各组分；

S2：将表面活性剂、聚胺抑制剂、复合盐依次加入去离子水中，40-50℃下充分搅拌溶解，得到溶液A；

S3：搅拌状态下加入润滑剂、降滤失剂，600-1000r/min转速搅拌2-3h后停止加热，并继续搅拌1-2h至体系均一，过滤后静置，即得所述聚胺复合盐水基钻井液。

进一步地，步骤S3中搅拌2-3h后停止加热并加入加重剂。

进一步地，该聚胺复合盐水基钻井液，包括如下重量百分比的组分：甲酸钙1-3%、碳酸钠1-2%、聚胺抑制剂6-10%、季戊四醇蓖麻油酸酯2-6%、硝基腐殖酸钠0-3%、高聚物降滤失剂1-3%、全氟壬烯氧基苯磺酸钠3-6%、壬基酚聚氧乙烯醚1-4%、重晶石粉1-5%，以及余量的去离子水。

本发明的有益效果：

使用特定原料合成聚胺抑制剂，并与多种盐类物质科学复配，制得的钻井液具有优异的流变、降滤失、润滑等性能，并且可经高温热滚老化性能不显著降低。氨基环糊精具有较大的分子量和特殊的环状空腔构型，在与酸酐进行聚合反应时相对容易终止，不会无休止扩链，因此制得的聚胺抑制剂在具有较好的抑制性能的同时，对水基钻井液整体的流变性影响较小。盐类物质中的阳离子具有压缩双电层作用，可降低黏土表面扩散双电层的厚度，减小ζ电位，使胶体体系失稳，从而抑制黏土水化、膨胀及分散。本发明将特定聚胺抑制剂与多种盐类混合复配并科学调整钻井液中各成分用量，组合物各原料可发挥协同功效，使钻井液具备优异可靠的抑制、降滤失、润滑等性能。此外，本发明制备的聚胺抑制剂具备优异的热稳定性，经高温老化后仍可维持老化前的优异性能，满足实际油田环境下的作业需求。

具体实施方式

下面将对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本发明的一部分实施例，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它实施例，都属于本发明保护的范围。下面具体的实施方式对本发明作进一步的描述。

实施例1

一种聚胺复合盐水基钻井液，包括如下重量百分比的组分：甲酸钙1%、碳酸钠1%、聚胺抑制剂6%、季戊四醇蓖麻油酸酯2%、高聚物降滤失剂1%、全氟壬烯氧基苯磺酸钠3%、壬基酚聚氧乙烯醚1%、重晶石粉2%，以及余量的去离子水；所述聚胺抑制剂由包括如下步骤的方法制备：将氨基环糊精与马来酸酐按摩尔比2.5:6加入反应釜中充分混合，加热至90-100℃，加入冰醋酸后真空搅拌反应6h，停止加热，而后加入去离子水继续搅拌1h，冷却静置，即得所述聚胺抑制剂；所述高聚物降滤失剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、丙烯酰胺、丙烯酸的共聚物。

其制备方法包括如下步骤：

S1：按比例称取各组分；

S2：将全氟壬烯氧基苯磺酸钠、壬基酚聚氧乙烯醚、聚胺抑制剂、甲酸钙、碳酸钠依次加入去离子水中，50℃下充分搅拌溶解，得到溶液A；

S3：搅拌状态下加入季戊四醇蓖麻油酸酯、高聚物降滤失剂，900r/min转速搅拌3h后停止加热，加入重晶石粉，并继续搅拌1h至体系均一，过滤后静置，即得所述聚胺复合盐水基钻井液。

实施例2

一种聚胺复合盐水基钻井液，包括如下重量百分比的组分：甲酸钙2%、碳酸钠2%、聚胺抑制剂6%、季戊四醇蓖麻油酸酯2%、高聚物降滤失剂1%、全氟壬烯氧基苯磺酸钠3%、壬基酚聚氧乙烯醚1%、重晶石粉2%，以及余量的去离子水；所述聚胺抑制剂由包括如下步骤的方法制备：将氨基环糊精与马来酸酐按摩尔比2.5:6加入反应釜中充分混合，加热至90-100℃，加入冰醋酸后真空搅拌反应6h，停止加热，而后加入去离子水继续搅拌1h，冷却静置，即得所述聚胺抑制剂；所述高聚物降滤失剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、丙烯酰胺、丙烯酸的共聚物。

其制备方法包括如下步骤：

S1：按比例称取各组分；

S2：将全氟壬烯氧基苯磺酸钠、壬基酚聚氧乙烯醚、聚胺抑制剂、甲酸钙、碳酸钠依次加入去离子水中，50℃下充分搅拌溶解，得到溶液A；

S3：搅拌状态下加入季戊四醇蓖麻油酸酯、硝基腐殖酸钠、高聚物降滤失剂，900r/min转速搅拌3h后停止加热，加入重晶石粉，并继续搅拌1h至体系均一，过滤后静置，即得所述聚胺复合盐水基钻井液。

实施例3

一种聚胺复合盐水基钻井液，包括如下重量百分比的组分：甲酸钙2%、碳酸钠2%、聚胺抑制剂8%、季戊四醇蓖麻油酸酯5%、硝基腐殖酸钠2%、高聚物降滤失剂2%、全氟壬烯氧基苯磺酸钠5%、壬基酚聚氧乙烯醚2%、重晶石粉3%，以及余量的去离子水；所述聚胺抑制剂由包括如下步骤的方法制备：将氨基环糊精与马来酸酐按摩尔比2.5:6加入反应釜中充分混合，加热至90-100℃，加入冰醋酸后真空搅拌反应6h，停止加热，而后加入去离子水继续搅拌1h，冷却静置，即得所述聚胺抑制剂；所述高聚物降滤失剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、丙烯酰胺、丙烯酸的共聚物。

其制备方法包括如下步骤：

S1：按比例称取各组分；

S2：将全氟壬烯氧基苯磺酸钠、壬基酚聚氧乙烯醚、聚胺抑制剂、甲酸钙、碳酸钠依次加入去离子水中，50℃下充分搅拌溶解，得到溶液A；

S3：搅拌状态下加入季戊四醇蓖麻油酸酯、硝基腐殖酸钠、高聚物降滤失剂，900r/min转速搅拌3h后停止加热，加入重晶石粉，并继续搅拌1h至体系均一，过滤后静置，即得所述聚胺复合盐水基钻井液。

实施例4

一种聚胺复合盐水基钻井液，包括如下重量百分比的组分：甲酸钙3%、碳酸钠2%、聚胺抑制剂10%、季戊四醇蓖麻油酸酯6%、硝基腐殖酸钠3%、高聚物降滤失剂3%、全氟壬烯氧基苯磺酸钠6%、壬基酚聚氧乙烯醚4%、重晶石粉5%，以及余量的去离子水；所述聚胺抑制剂由包括如下步骤的方法制备：将氨基环糊精与马来酸酐按摩尔比2.5:6加入反应釜中充分混合，加热至90-100℃，加入冰醋酸后真空搅拌反应6h，停止加热，而后加入去离子水继续搅拌1h，冷却静置，即得所述聚胺抑制剂；所述高聚物降滤失剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、丙烯酰胺、丙烯酸的共聚物。

其制备方法包括如下步骤：

S1：按比例称取各组分；

S2：将全氟壬烯氧基苯磺酸钠、壬基酚聚氧乙烯醚、聚胺抑制剂、甲酸钙、碳酸钠依次加入去离子水中，50℃下充分搅拌溶解，得到溶液A；

S3：搅拌状态下加入季戊四醇蓖麻油酸酯、硝基腐殖酸钠、高聚物降滤失剂，900r/min转速搅拌3h后停止加热，加入重晶石粉，并继续搅拌1h至体系均一，过滤后静置，即得所述聚胺复合盐水基钻井液。

实施例5

一种聚胺复合盐水基钻井液，包括如下重量百分比的组分：甲酸钙2%、碳酸钠2%、聚胺抑制剂8%、季戊四醇蓖麻油酸酯3%、石墨2%、硝基腐殖酸钠2%、高聚物降滤失剂2%、全氟壬烯氧基苯磺酸钠5%、壬基酚聚氧乙烯醚2%、重晶石粉3%，以及余量的去离子水；所述聚胺抑制剂由包括如下步骤的方法制备：将氨基环糊精与马来酸酐按摩尔比2.5:6加入反应釜中充分混合，加热至90-100℃，加入冰醋酸后真空搅拌反应6h，停止加热，而后加入去离子水继续搅拌1h，冷却静置，即得所述聚胺抑制剂；所述高聚物降滤失剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、丙烯酰胺、丙烯酸的共聚物。

其制备方法包括如下步骤：

S1：按比例称取各组分；

S2：将全氟壬烯氧基苯磺酸钠、壬基酚聚氧乙烯醚、聚胺抑制剂、甲酸钙、碳酸钠依次加入去离子水中，50℃下充分搅拌溶解，得到溶液A；

S3：搅拌状态下加入石墨、季戊四醇蓖麻油酸酯、硝基腐殖酸钠、高聚物降滤失剂，900r/min转速搅拌3h后停止加热，加入重晶石粉，并继续搅拌1h至体系均一，过滤后静置，即得所述聚胺复合盐水基钻井液。

对比例1

该对比例提供一种钻井液，与实施例3区别在于，不含甲酸钙和碳酸钠，去离子水含量作相应调整。

对比例2

该对比例提供一种钻井液，与实施例3区别在于，不含聚胺抑制剂，去离子水含量作相应调整。

对比例3

该对比例提供一种钻井液，与实施例3区别在于，甲酸钙和碳酸钠含量分别为5%、5%，去离子水含量作相应调整。

对比例4

该对比例提供一种钻井液，与实施例3区别在于，聚胺抑制剂含量为20%，去离子水含量作相应调整。

对比例5

该对比例提供一种钻井液，与实施例3区别在于，使用抑制剂A替代聚胺抑制剂。

所述抑制剂A制备方法包括如下步骤：

将三乙醇胺与马来酸酐按摩尔比2.5:6加入反应釜中充分混合，加热至90-100℃，加入冰醋酸后真空搅拌反应6h，停止加热，而后加入去离子水继续搅拌1h，冷却静置，即得所述抑制剂A。

对比例6

该对比例提供一种钻井液，与实施例3区别在于，使用抑制剂B替代聚胺抑制剂。

所述抑制剂B制备方法包括如下步骤：

将壳聚糖与马来酸酐按摩尔比2.5:6加入反应釜中充分混合，加热至90-100℃，加入冰醋酸后真空搅拌反应6h，停止加热，而后加入去离子水继续搅拌1h，冷却静置，即得所述抑制剂B。

对比例7

该对比例提供一种钻井液，与实施例3区别在于，分别使用氯化钙和氯化钠替代甲酸钙和碳酸钠。

采用《GB/T16783 .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》中的测定方法，测定各钻井液的各项性能，结果见表1。其中，老化温度为150℃，时间为16h。

由表1测试结果可以看到，本发明实施例1-5的钻井液具有优异的流变及降滤失性能，并且热稳定性较好，老化前后钻井液性能未出现显著降低。对比例1-7钻井液流变及降滤失性能无论是老化前还是老化后均相对较差，说明本发明体系中各组分的种类及用量之间具有协同作用，而对比例2、5、6钻井液经160℃老化后，性能出现明显下降，可能的原因是，对比例2、5、6所用聚胺抑制剂与本发明不同，本发明聚胺抑制剂采用氨基环糊精与马来酸酐制备而成，氨基环糊精具有较大的分子量并且具有特殊环状空间构型，热稳定性优良，因此老化后钻井液各项性能不会出现明显下降；反观对比例2、5、6，其不含聚胺抑制剂，或抑制剂合成原料为三乙醇胺或壳聚糖，三乙醇胺分子量较低，制备抑制剂时反应条件难以精确控制，反应时扩链过程较难停止，导致制备的抑制剂增稠效果较强，造成钻井液粘度过大，壳聚糖虽然与氨基环糊精分子结构较为相似，含有大量羟基与氨基，但其分子中不含环状腔体结构，受热时分子链易断裂，稳定性较差，因此对比例2、5、6钻井液在老化后性能均显著降低。由此也表明本发明聚胺抑制剂合成原料及制备方法选取得当，制备的聚胺抑制剂具有良好的热稳定性，钻井液老化后性能可保持稳定。

采用页岩滚动分散实验，对上述各实施例及对比例钻井液的抑制黏土水化分散性能进行测定，结果见表2。

由表2测试结果可知，本发明钻井液具有优良的抑制性能，并且160℃老化后依然能保持较高的回收率，表明热稳定性优异。本发明聚胺抑制剂中的氨基于水中电离形成带正电的铵离子，其易与黏土层表面的硅氧烷等基团形成分子间氢键，使得本发明聚胺可牢固吸附于黏土表面，防止黏土水化，并且，本发明所用的氨基环糊精具有特殊内部空腔结构，其疏水性可使水分子难以在黏土表面铺展，可辅助降低黏土层的水化效应，由回收率测试数据可表明，包含本发明特定聚胺抑制剂的钻井液具有优异的抑制性能。对比例5、6中，抑制剂制备原料三乙醇胺与壳聚糖分子中均没有腔体构型等耐热结构，并且疏水性相对较差，其钻井液抑制性能难以达到要求。此外，盐类物质溶于水后可释放出阳离子，通过阳离子的压缩双电层作用，减小体系ζ电位并使体系内胶体失稳，从而起到抑制粘土水化分散的作用。本发明创造性地将特定聚胺抑制剂与多种盐类物质复配，并通过大量科学研究对钻井液中各成分用量进行调整，使得本发明钻井液具有优异的抑制性能，高温老化后依然可保持优异性能。

根据Q/SY TZ 0022-2015中测试方法测定各样品的润滑系数降低率，结果见表3。

由表3结果可知，本发明钻井液组分搭配合理，具有较高的润滑系数降低率，而对比例组分种类或用量不符合本发明体系要求，难以达到较好的润滑效果，对比例5抑制剂的制备原料分子量过小，合成反应条件难以精确控制，产品增粘作用过大，使得对比例5钻井液的润滑性能明显较低。

采用发光细菌法测定本发明钻井液的生物毒性，根据发光菌冻干粉相对发光度随样品毒性总浓度的增大而呈线性降低的特性，测定发光细菌在接触样品15min后的发光量，得出样品的毒性水平，结果见表4。

由表4结果可知，本发明聚胺复合盐水基钻井液各EC₅₀值均大于30000mg/L，生物毒性等级均为无毒，满足 GB 4914-2008《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》中一级海域作业区排放要求，可直接排放。

上述实施例为本发明较佳的实现方案，除此之外，本发明还可以其他方式实现，在不脱离本发明构思的前提下任何显而易见的替换均在本发明的保护范围之内。

Claims (2)

1.一种聚胺复合盐水基钻井液，其特征在于，包括如下重量百分比的组分：甲酸钙1-3%、碳酸钠1-2%、聚胺抑制剂6-10%、季戊四醇蓖麻油酸酯2-6%、硝基腐殖酸钠0-3%、高聚物降滤失剂1-3%、全氟壬烯氧基苯磺酸钠3-6%、壬基酚聚氧乙烯醚1-4%、重晶石粉1-5%，以及余量的去离子水；

所述聚胺抑制剂由包括如下步骤的方法制备：将氨基环糊精与马来酸酐按摩尔比(1-5):(4-8)加入反应釜中充分混合，加热至75-100℃，加入催化剂后真空搅拌反应5-8h，停止加热，而后加入去离子水继续搅拌0.5-1h，冷却静置，即得所述聚胺抑制剂；

所述高聚物降滤失剂为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、丙烯酰胺、丙烯酸的共聚物。

2.根据权利要求1所述的聚胺复合盐水基钻井液的制备方法，其特征在于，包括如下步骤：S1：按比例称取各组分；

S2：将氟壬烯氧基苯磺酸钠、壬基酚聚氧乙烯醚、聚胺抑制剂、甲酸钙、碳酸钠依次加入去离子水中，40-50℃下充分搅拌溶解，得到溶液A；

S3：搅拌状态下加入季戊四醇蓖麻油酸酯、硝基腐殖酸钠、高聚物降滤失剂，600-1000r/min转速搅拌2-3h后停止加热，并继续搅拌1-2h至体系均一，过滤后静置，即得所述聚胺复合盐水基钻井液；所述步骤S3中搅拌2-3h后停止加热并加入重晶石粉。