本发明涉及油基钻井液技术领域，尤其涉及一种高密度全油基钻井液。
背景技术：
钻井液是钻探过程中钻孔内使用的循环冲洗介质，主要由分散介质(连续相)、分散相和添加剂组成。根据流体介质的不同，钻井液总体上可分为水基钻井液、油基钻井液和气体型钻井流体三种类型。油基钻井液主要是以油为连续相，并添加适量的乳化剂、润湿剂、亲油性胶体、降滤失剂和加重剂等形成的油基悬浮液或乳状液；一般含水量小于5％的油基钻井液称为全油基钻井液，而含水量大于5％的称为油包水乳化钻井液。和水基钻井液相比，油基钻井液在抗高温、抗盐钙侵、井壁稳定、降阻防卡和对油气层损害程度等方面具有一定的优势，现已广泛作为钻深井、超深井、海上钻井、大斜度定向井、水平井和水敏性复杂地层及储层保护的重要手段。
由于勘探地层的复杂，当钻探一些高压水敏性地层，并加强抑制性的同时，还需要更高的力学性能来平衡地层压力，保持井壁稳定和安全钻进，因此一般需要密度高于1.6g/cm3的高密度油基钻井液。对于目前的高密度全油基钻井液，为保证高温下加重材料不沉降，通常会加入过多的有机土或降滤失剂如氧化沥青，提高粘度和切力，但这往往导致钻井液的塑性粘度和切力急剧上升，使钻井液的流变性难以控制，特别是低温下钻井液会稠化，不利于开泵循环，泵压升高，容易引起复杂事故。而如果降滤失剂和有机土的加量过低，钻井液的滤失量就难以控制，会造成高温高压滤失量增大。
因此，高密度全油基钻井液的难点是如何兼顾流变性与滤失量的统一，使钻井液既具有良好的流变性，又具有较低的滤失量，以满足现场施工的需要。
技术实现要素：
有鉴于此，本申请的目的在于提供一种高密度全油基钻井液，本申请提供的钻井液具有良好的流变性和较低的滤失量。
本发明提供一种高密度全油基钻井液，包括如下质量百分比的组分：
1％～3％的亲油胶体；
2％～4％的主乳化剂，所述主乳化剂为聚酰胺类乳化剂；
0.5％～1％的辅乳化剂；
0.5％～1％的润湿剂；
2％～3％的降滤失剂，所述降滤失剂为N-烃基腐殖酸酰胺；
2％～4％的碱度调节剂；
50％～70％的加重材料；
余量为基油。
优选地，所述主乳化剂具有式I结构：
R1(CONH)n(CH2)mCH2R2式I；
式I中，R1和R2独立地选自C12～C20的烷基或C12～C20的烯基；
n选自1～3之间的整数；
m选自2～4之间的整数。
优选地，所述降滤失剂具有式II结构：
R3(NHCO)x Ha(CONH)yR4式II；
式II中，Ha为腐殖酸残基；
R3和R4独立地选自C12～C20的烷基或C12～C20的烯基；
x和y独立地选自1～3之间的整数。
优选地，所述亲油胶体选自蒙脱石季铵盐改性有机土。
优选地，所述辅乳化剂选自十二烷基苯磺酸钠和OP-10中的至少一种。
优选地，所述润湿剂选自两性离子表面活性剂。
优选地，所述碱度调节剂选自氧化钙和氧化镁中的至少一种。
优选地，所述加重材料选自重晶石、铁矿粉和四氧化三锰中的一种或多种。
优选地，所述基油选自矿物白油或柴油。
优选地，所述高密度全油基钻井液的密度为1.6g/cm3～2.2g/cm3。
与现有技术相比，本发明提供的钻井液以质量百分比计包括：1％～3％的亲油胶体；2％～4％的聚酰胺类乳化剂；0.5％～1％的辅乳化剂；0.5％～1％的润湿剂；2％～3％的降滤失剂，所述降滤失剂为N-烃基腐殖酸酰胺；2％～4％的碱度调节剂；50％～70％的加重材料；余量为基油。本发明主要采用具有提切作用的聚酰胺类乳化剂为主乳化剂，以具有低粘度效应的有机改性腐殖酸酰胺作为降滤失剂，通过配伍性研究和配方优化，得到高密度全油基钻井液的配方。本发明高密度全油基钻井液的密度范围可在1.6g/cm3～2.2g/cm3之间，具有良好的流变性、悬浮稳定性和较低的滤失量，在现场使用效果良好。
具体实施方式
下面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。
本发明提供了一种高密度全油基钻井液，包括如下质量百分比的组分：
1％～3％的亲油胶体；
2％～4％的主乳化剂，所述主乳化剂为聚酰胺类乳化剂；
0.5％～1％的辅乳化剂；
0.5％～1％的润湿剂；
2％～3％的降滤失剂，所述降滤失剂为N-烃基腐殖酸酰胺；
2％～4％的碱度调节剂；
50％～70％的加重材料；
余量为基油。
本发明采用具有提粘切作用的主乳化剂和低粘度效应的降滤失剂，减少亲油胶体的用量，研制了一种低粘高切的高密度全油基钻井液，在悬浮稳定性得到保证的前提下，其具有良好流变性和较低滤失量。
以质量百分比计，本发明提供的钻井液包括一定量的处理剂和余量的基油，为全油基钻井液。在本发明的实施例中，所述基油选自矿物白油或柴油， 适用范围广。本发明对所述基油的来源没有特殊限制，所述基油优选自0#柴油、3#矿物白油或5#矿物白油。
以质量百分比计，所述钻井液包括1％～3％的亲油胶体，优选包括1.5％～2.5％的亲油胶体，保证钻井液具有一定的切力。在本发明中，所述亲油胶体优选为蒙脱石季铵盐改性有机土。本发明对所述亲油胶体的来源没有特殊限制，可以从市场上购买获得。
以质量百分比计，所述钻井液包括2％～4％的碱度调节剂，优选包括2.5％～3.5％的碱度调节剂。所述碱度调节剂优选自氧化钙和氧化镁中的至少一种，更优选为氧化钙(俗名生石灰)。
以质量百分比计，所述钻井液包括2％～4％的主乳化剂，优选包括2.5％～3.5％的主乳化剂。在本发明中，所述主乳化剂为聚酰胺类乳化剂，起到主要的乳化作用，同时具有一定的提切作用。所述主乳化剂优选具有式I结构：
R1(CONH)n(CH2)mCH2R2 式I；
式I中，R1和R2独立地选自C12～C20的烷基或C12～C20的烯基，独立地优选自C15～C18的烷基或C15～C18的烯基，独立地更优选为C16～C18的烯基。在本发明中，R1和R2优选均为直链烃基。式I中，n选自1～3之间的整数；m选自2～4之间的整数。在本发明中，式I为主乳化剂的结构示意式，即所述主乳化剂具有酰胺结构和烃基长链即可。在本发明的一个实施例中，所述主乳化剂具有式I-1结构：
C16H31(CONH)2(CH2)3CH2C18H35 式I-1。
本发明具有式I结构的聚酰胺类乳化剂主链长，吸附基团多，能够有效提高全油基钻井液的结构力，降低有机土的加量。另外，该乳化剂分子中具有多个酰胺基，增强了分子刚性，能提高钻井液的抗温能力，从而保证其高温下的悬浮稳定性。
本发明对具有式I结构的聚酰胺类乳化剂的来源没有特殊限制，优选按照以下方法制得：将有机酸和有机胺进行酰胺化反应和缩合反应，得到具有式I结构的聚酰胺类乳化剂；所述有机酸选自天然脂肪酸如油酸，所述有机胺选自碳数为12～25、优选15～22、更优选16～20的脂肪胺，可以为一元胺、二元胺或多元胺。
上述方法可将有机酸和有机胺按照一定的比例，在搅拌的条件下加入四角反应瓶，进行酰胺化反应和缩合反应，得到主乳化剂。
在本发明的一个实施例中，所述有机酸与有机胺的摩尔比为2:1。所述酰胺化反应的温度优选为140℃～160℃；所述酰胺化反应和缩合反应的时间优选为4h～6h。反应结束后，本发明实施例可用乙醇进行抽洗，得到呈粘稠状液体的主乳化剂。在本发明的实施例中，所述主乳化剂在室温下的运动粘度小于40m2/s。
以质量百分比计，本发明提供的钻井液包括0.5％～1％的辅乳化剂，优选包括0.6％～0.8％的辅乳化剂。在本发明中，所述辅乳化剂优选自十二烷基苯磺酸钠和OP-10中的至少一种，不但辅助乳化作用好，而且性价比高，物美价廉。
以质量百分比计，所述钻井液包括2％～3％的降滤失剂，优选包括2.2％～2.8％的降滤失剂。在本发明中，所述降滤失剂为N-烃基腐殖酸酰胺，属于有机改性腐殖酸酰胺，具有低粘度效应。所述降滤失剂优选具有式II结构：
R3(NHCO)x Ha(CONH)yR4 式II；
式II中，Ha为腐殖酸残基；腐殖酸的结构比较复杂，含有多个羧基和羟基，本发明式II中Ha代表部分羧基进行酰胺化反应后的腐殖酸残基。式II中，R3和R4独立地选自C12～C20的烷基或C12～C20的烯基，独立地优选自C15～C18的烷基或C15～C18的烯基，独立地更优选为C16～C18的烷基。在本发明中，R3和R4优选均为直链烃基。式II中，x和y独立地选自1～3之间的整数。在本发明中，式II为降滤失剂的结构示意式，即所述降滤失剂具有腐殖酸残基、酰胺基和烃基长链即可。
本发明具有式II结构的降滤失剂在油相中分散性好，能提高钻井液粘度，降低滤失量，同时能降低高密度钻井液低温下的粘切力，改善流变性，因而协同其它处理剂的配伍作用，使高密度油基钻井液具有良好的流变性、悬浮稳定性和较低的滤失量。
本发明对具有式II结构的降滤失剂的来源没有特殊限制，优选按照以下方法制得：将腐殖酸和有机胺及交联剂混合，进行酰胺化反应，得到具有式 II结构的降滤失剂；所述有机胺选自碳数为12～20的脂肪胺，可以为一元胺或二元胺等；所述交联剂选自碳数为12～20的多元脂肪胺。
上述方法可先将腐殖酸和有机胺按照一定的比例混合，混合均匀后装入四角反应瓶，然后加入交联剂进行酰胺化反应，得到腐殖酸酰胺降滤失剂。
在本发明的一个实施例中，所述腐殖酸和有机胺的摩尔比为1:3。本发明实施例优选升温至100℃时加入交联剂；所述交联剂的用量优选为腐殖酸和有机胺总质量的0.5％。所述酰胺化反应的温度优选为140℃～160℃；所述酰胺化反应的时间优选为6h～8h。反应结束后，本发明实施例对产物进行干燥，粉碎后得到改性的腐殖酸降滤失剂。在本发明的实施例中，所述降滤失剂的80目筛余量小于5％。
除了上述乳化剂和降滤失剂等处理剂，以质量百分比计，本发明提供的钻井液包括0.5％～1％的润湿剂，优选包括0.6％～0.8％的润湿剂。本发明对所述润湿剂的来源没有特殊限制，采用相应的市售产品即可。在本发明中，所述润湿剂优选为两性离子表面活性剂，更优选具有式III结构：
R5N+(CH3)2(CH2)t(OH)R6SO3- 式III；
式III中，R5和R6独立地选自C10～C16的烷基或C10～C16的烯基，独立地优选自C12～C15的烷基或C12～C15的烯基，独立地更优选为C12～C14的烯基；t选自1～3之间的整数。在本发明的一个实施例中，所述润湿剂具有式III-1结构：
C14H27N+(CH3)2(CH2)3(OH)C12H23SO3- 式III-1。
以质量百分比计，本发明提供的钻井液包括50％～70％的加重材料，优选包括55％～65％的加重材料，利于调整钻井液的密度等，以满足不同类型井的钻探需要。在本发明中，所述加重材料优选自重晶石、铁矿粉和四氧化三锰中的一种或多种，更优选为重晶石和铁矿粉中的至少一种。所述加重材料可采用市售产品，如可采用密度为4.0g/cm3的重晶石产品。在本发明的实施例中，所述钻井液的密度可为1.6g/cm3～2.2g/cm3。
本发明实施例所提供的高密度全油基钻井液的组成主要为：基油、亲油胶体、降滤失剂、主乳化剂、辅乳化剂、润湿剂、加重材料和碱度调节剂，其密度可调，在一定温度范围内具有良好的流变性能、悬浮稳定性和较低的滤失量，在现场使用效果良好。
相应的，本发明还提供了一种高密度全油基钻井液的制备方法，包括以下步骤：
以质量百分比计，将1％～3％的亲油胶体、2％～4％的主乳化剂、0.5％～1％的辅乳化剂、0.5％～1％的润湿剂、2％～4％的碱度调节剂、2％～3％的降滤失剂、50％～70％的加重材料和余量基油混合，经老化得到高密度全油基钻井液；所述主乳化剂为聚酰胺类乳化剂，所述降滤失剂为N-烃基腐殖酸酰胺。
本发明实施例在基油中加入以上质量百分比的亲油胶体、主乳化剂、辅乳化剂、润湿剂、降滤失剂和碱度调节剂，最后加入加重材料，搅拌使混合均匀，装入老化罐内进行老化，得到高密度全油基钻井液。其中，加入不同质量的加重材料，可得密度为1.6g/cm3或2.2g/cm3的全油基钻井液。
在本发明中，所述基油和降滤失剂等处理剂与上文所述的内容一致，在此不再赘述。本发明对各物料的加入顺序没有特殊限定，优选在基油中依次加入亲油胶体、主乳化剂、辅乳化剂、润湿剂、降滤失剂、碱度调节剂和加重材料。在本发明的一个实施例中，在搅拌条件下，在基油中加入亲油胶体，搅拌一定时间后，再依次加入主乳化剂、辅乳化剂和润湿剂，搅拌一定时间，再依次加入降滤失剂和碱度调节剂，搅拌后加入加重材料，再搅拌进行老化即得。
在本发明中，各物料的混合优选在搅拌的条件下进行；所述搅拌的速度优选为10000转/分～12000转/分，如在10000转/分的高速下搅拌。本发明可在每次加入物料时搅拌一定时间，每次搅拌的时间优选为5min～20min。此外，本发明对所述混合的温度没有特殊限制。在本发明的优选实施例中，所述老化的温度为150℃，老化热滚16h。
得到高密度全油基钻井液后，本发明于60℃测定所述钻井液的综合性能，测定方法按照GB/T 16783.2-2012《石油天然气工业钻井液现场测试第2部分：油基钻井液》进行。
测定结果显示，本发明制得的全油基钻井液密度可在1.6g/cm3～2.2g/cm3之间可调，在150℃高温下，表观粘度小于90mPa·s，滤失量小于1.0mL，上下密度差小于0.01g/cm3，表明其具有较好的流变性、悬浮稳定性和较低的滤失量，能够满足勘探开发需要。
实践中，现场钻井液配制程序可包括：
(1)用清水清洗干净循环系统及上水管线；
(2)在配制罐内放入所需基油；
(3)按配方量在罐内加入基油，开动地面循环，经混合漏斗依次加入所需亲油胶体、主乳化剂、辅乳化剂、润湿剂、降滤失剂、碱度调节剂，充分循环搅拌1.5h～2h至全部均匀分散；
(4)根据设计要求，加入加重材料达到所要求的钻井液密度。
将本发明高密度全油基钻井液在中原油田卫68-FP1井、卫383-FP2井和濮深18-侧1井现场应用，应用中钻井液性能稳定，维护周期长，流变性易于控制，悬浮稳定性好。
为了进一步理解本发明，下面结合实施例对本发明提供的高密度全油基钻井液进行具体地描述。
以下实施例中，腐殖酸购自山西省灵石县林海腐殖酸厂；蒙脱石季铵盐改性有机土购自浙江丰虹新材料股份有限公司；润湿剂购自河南省新乡市富邦科技有限公司；重晶石购自湖北宜昌恒大化工有限公司、密度为4.0g/cm3。
实施例1
按照有机酸与有机胺的摩尔比为2:1，将油酸、碳十五脂肪酸和十六胺在搅拌条件下加入四角反应瓶，在150℃的温度下反应4h，然后用乙醇进行抽洗，得到粘稠状液体即主乳化剂。
所述主乳化剂具有式I-1结构：
C16H31(CONH)2(CH2)3CH2C18H35 式I-1。
实施例2
按照摩尔比为1:3，将腐殖酸和十八胺混合均匀，装入四角反应瓶，先升温至100℃，然后加入0.5％交联剂二乙基三胺，迅速升温至150℃进行反应，反应6h后，对所得产物进行干燥，经粉碎得到腐殖酸酰胺降滤失剂。
所述降滤失剂具有式II结构，其中，R3和R4均为C18的直链烷基，x和y分别为2和3。
实施例3
取355mL 5#矿物白油，在10000转/分的搅拌速度下，加入20g蒙脱石季铵盐改性有机土，高速搅拌5min后，再依次加入18g实施例1制得的主乳化剂、7g十二烷基苯磺酸钠、7g润湿剂，高速搅拌5min，再依次加入20g实施 例2制得的腐殖酸酰胺、30g生石灰，高速搅拌5min，最后加入400g重晶石高速搅拌5min，装入老化罐内经150℃热滚16h，得到密度为1.6g/cm3的全油基钻井液。
实施例4
按照实施例3的方法，区别仅在于，最后加入970g重晶石，得到密度为2.2g/cm3的全油基钻井液。
实施例5
取300mL 3#矿物白油，在10000转/分的搅拌速度下，加入12g蒙脱石季铵盐改性有机土，高速搅拌5min后，再依次加入18g实施例1制得的主乳化剂、12g OP-10、12g润湿剂，高速搅拌5min，再依次加入24g实施例2制得的腐殖酸酰胺、24g生石灰，高速搅拌5min，最后加入380g重晶石高速搅拌5min，装入老化罐内经150℃热滚16h，得到密度为1.6g/cm3的全油基钻井液。
实施例6
按照实施例5的方法，区别仅在于，最后加入850g重晶石，得到密度为2.2g/cm3的全油基钻井液。
实施例7
取350mL 5#矿物白油，在10000转/分的搅拌速度下，加入12g蒙脱石季铵盐改性有机土，高速搅拌5min后，再依次加入26g实施例1制得的主乳化剂、7g十二烷基苯磺酸钠、11g润湿剂，高速搅拌5min，再依次加入12g实施例2制得的腐殖酸酰胺、23g生石灰，高速搅拌5min，最后加入410g重晶石高速搅拌5min，装入老化罐内经150℃热滚16h，得到密度为1.6g/cm3的全油基钻井液。
实施例8
按照实施例7的方法，区别仅在于，最后加入900g重晶石，得到密度为2.2g/cm3的全油基钻井液。
实施例9～16
表1为本发明实施例9～16提供的钻井液的配方，按照表1的配方，150℃热滚16h，分别得到全油基钻井液。
表1 本发明实施例9～16提供的钻井液的配方(组分用量以质量百分比计)
表1中，主乳化剂为实施例1制得的聚酰胺类乳化剂；
两性离子磺酸具有式III-1结构，为润湿剂；
改性有机土为蒙脱石季铵盐改性有机土。
实施例17
按照上文所述的方法，对实施例3～16所配制的全油基钻井液进行性能测定，结果参见表2和表3，表2为实施例3～8的钻井液性能，表3为实施例9～16的钻井液性能。
表2 实施例3～8的钻井液性能
表3 实施例9～16的钻井液性能
注：表2和表3中，ρ为钻井液密度；AV为表观粘度；PV为塑性粘度；YP为动切力；Gel为初、终切。△ρ为上下密度差(取高温过后的钻井液，再150℃静置72h后测量)。
由表2和表3可知，本发明实施例提供的钻井液在150℃高温、密度为1.6g/cm3～2.2g/cm3范围内，表观粘度小于90mPa·s，滤失量小于1.0mL，上下密度差小于0.01g/cm3，表明其具有良好的流变性和悬浮稳定性，滤失量低，能够满足勘探开发需要。
实施例18
现场钻井液配制程序包括：
(1)用清水清洗干净循环系统及上水管线；
(2)在配制罐内放入所需基油；
(3)按如下质量百分比的配方：基油+1.0％改性有机土+3％实施例1制备的主乳化剂+0.5％辅乳化剂+0.5％润湿剂+2.5％实施例2制备的腐殖酸酰胺+3％氧化钙+重晶石(根据密度需要，选择重晶石加量)，在罐内加入基油，开动地面循环，经混合漏斗依次加入所需改性有机土、主乳化剂、辅乳化剂、润湿剂、降滤失剂、生石灰粉，充分循环搅拌1.5h～2h至全部均匀分散；
(4)根据设计要求，加入加重材料达到所要求的钻井液密度。
将本发明高密度全油基钻井液在中原油田卫68-FP1井、卫383-FP2井和濮深18-侧1井现场应用，不同井例性能参见表4，表4为本发明实施例高密度全油基钻井液现场应用中性能。由表4可知，本发明应用中钻井液性能稳定，维护周期长，流变性易于控制，悬浮稳定性好。
表4 本发明实施例高密度全油基钻井液现场应用中性能
注：钻井液流变性在60℃条件下测定。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。