本发明涉及石油钻探
技术领域：
，尤其涉及一种无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液及其制备方法。
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，是钻井的血液，又称钻孔冲洗液。钻井液按组成成分可分为清水、泥浆、无粘土相冲洗液、乳状液、泡沫和压缩空气等，清水是使用最早的钻井液，无需处理，使用方便，适用于完整岩层和水源充足的地区；泥浆是广泛使用的钻井液，主要适用于松散、裂隙发育、易坍塌掉块、遇水膨胀剥落等孔壁不稳定岩层。钻井液在钻井作业和保护油气层中起到了重要的作用，促使钻井液技术迅速的发展，经过多年的科研开发和生产实践，钻井液已从仅满足钻头钻进发展到适应各方面需求的钻井液体系，例如为快速钻井服务的低粘度、低摩擦、低固相的聚合物钻井液，防卡钻井液；针对岩石特点的防塌钻井液；钻盐岩层的饱和盐水钻井液；保护油气层的低密度水包油钻井液；防堵塞油气通道的油基钻井液和开发低压油气田的泡沫钻井液等。申请号为201510032280.9的中国专利公开了一种水基纳米钻井液，包括基浆；聚胺抑制剂，占水基纳米钻井液体积的0.5％～3％；封堵剂，占水基纳米钻井液质量的0.5％～2％；可变形封堵聚合物，占水基纳米钻井液质量的0.5％～3％；润滑剂，占水基纳米钻井液体积的0.5％～2％；其中基浆包括：膨润土，占水基纳米钻井液质量的1.5％～4％；碳酸钠，占水基纳米钻井液质量的0.1％～0.3％；氢氧化钠，占水基纳米钻井液质量的0.1％～0.3％；低粘聚阴离子纤维素，占水基纳米钻井液质量的0.8％～2％；生物聚合物黄原胶，占水基纳米钻井液质量的0.1％～0.3％；部分水解聚丙烯酰胺，占水基纳米钻井液质量的0.1％～0.3％；以及用于调节水基纳米钻井液比重的重晶石。现有技术提供的这种水基钻井液能在一定程度上稳定泥岩和页岩，提高岩屑完整性，提高钻井速度，降低井下钻具的扭矩和阻力，减少滑动钻进中的托压问题； 但是这种水基纳米钻井液抑制性能和储层保护性较差，不能有效解决强水敏性泥页岩、含泥岩等易坍塌地层的井壁失稳问题。技术实现要素：有鉴于此，本发明的目的在于提供一种无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液，本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液具有较好的抑制性能和储层保护性。本发明提供了一种无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液，包括：2wt％～7wt％的聚醚胺基烷基糖苷，所述聚醚胺基烷基糖苷具有式I所示的结构：式I中，m为0～3，n为0～3，o为0～3，m、n和o不同时为0，R为碳原子数为1～10的烷基；0.4wt％～1.2wt％的增粘剂；2.6wt％～8wt％的降滤失剂；1wt％～4wt％的封堵剂；0.6wt％～1wt％的pH值调节剂；0.1wt％～0.4wt％的碳酸盐；10wt％～24wt％的氯化钠；0.2wt％～0.6wt％的含硫抗氧剂；余量为水。优选的，所述R为甲基、乙基、丙基或丁基。优选的，所述增粘剂包括高粘度羧甲基纤维素钠盐和黄原胶。优选的，所述高粘度羧甲基纤维素钠盐和黄原胶的质量比为(0.5～1.5):1。优选的，所述降滤失剂包括低粘度羧甲基纤维素钠盐和羧甲基淀粉钠。优选的，所述低粘度羧甲基纤维素钠盐和羧甲基淀粉钠的质量比为(0.6～1):(2～7)。优选的，所述封堵剂包括碳酸钙、油溶树脂、无渗透封堵剂和磺化沥青中的一种或几种。优选的，所述含硫抗氧剂包括亚硫酸氢钠、亚硫酸钠、硫化钠和硫磺中的一种或几种。优选的，所述碳酸盐包括碳酸钠和碳酸钾中的一种或两种。本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液中含有聚醚胺基烷基糖苷，聚醚胺基烷基糖苷具有较好的抑制性能，通过聚醚胺基烷基糖苷与钻井液中其他成分的配合使用，使本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的抑制性能也较好；而且本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液为无土相体系钻井液，没有粘土颗粒保护目的层，不会破坏油流通道，使本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液具有较好的储层保护性；本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液能有效解决强水敏性泥页岩、含泥岩等易坍塌地层及页岩气水平井的井壁失稳问题，满足储层保护要求。实验结果表明，本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的岩心一次回收率≥98.5％，岩心相对回收率≥99.5％；动态渗透率恢复值＞90％，静态渗透率恢复值＞93％。此外，所述聚醚胺基烷基糖苷与钻井液中的其他成分配合使用，可以保护钻井液中的其他成分在高温下不易分解，使本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液具有较好的抗温性能和抗污性能；而且所述聚醚胺基烷基糖苷具有较好的润滑性能，使本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液润滑性能也较好。实验结果表明，本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的抗温性达到150℃，极压润滑系数＜0.09，抗盐性为饱和，抗钙性为10％，抗膨润土性为20％，抗水浸性为40％，抗原油性为20％。另外，本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液无毒、无害，安全环保；而且成本较低。本发明提供了一种上述技术方案所述无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的制备方法，包括：将聚醚胺基烷基糖苷、增粘剂、降滤失剂、封堵剂、pH值调节剂、碳酸盐、氯化钠、含硫抗氧剂和水混合后进行老化处理，得到无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液。本发明提供的方法以聚醚胺基烷基糖苷为原料制备钻井液，在制备钻井液的过程中通过聚醚胺基烷基糖苷与钻井液中其他成分的配合使用，使本发明提供的方法制备得到的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液具有较好的抑制性能和储层保护性。此外，本发明提供的方法制备得到的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液还具有较好的抗温性、润滑性、抗污性。另外，本发明提供的方法制备得到的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液无毒、无害，安全环保；而且成本较低。附图说明为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据提供的附图获得其他的附图。图1为本发明实施例1制备得到的聚醚胺基甲基糖苷的红外图谱。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。本发明提供了一种无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液，包括：2wt％～7wt％的聚醚胺基烷基糖苷，所述聚醚胺基烷基糖苷具有式I所示的结构：式I中，m为0～3，n为0～3，o为0～3，m、n和o不同时为0，R为碳原子数为1～10的烷基；0.4wt％～1.2wt％的增粘剂；2.6wt％～8wt％的降滤失剂；1wt％～4wt％的封堵剂；0.6wt％～1wt％的pH值调节剂；0.1wt％～0.4wt％的碳酸盐；10wt％～24wt％的氯化钠；0.2wt％～0.6wt％的含硫抗氧剂；余量为水。本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液包括2wt％～7wt％的聚醚胺基烷基糖苷，所述聚醚胺基烷基糖苷具有式I所示的结构：式I中，m为0～3，n为0～3，o为0～3，m、n和o不同时为0，R为碳原子数为1～10的烷基。在本发明的实施例中，所述聚醚胺基烷基糖苷在所述无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液中的质量含量为3wt％～6wt％；在另外的实施例中，所述聚醚胺 基烷基糖苷在所述无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液中的质量含量为4wt％～5wt％。在本发明中，所述聚醚胺基烷基糖苷具有较好的抑制性能，并且表现出较好的润滑性、抗温性和储层保护效果，而且聚醚胺基烷基糖苷无毒、无害，安全环保。在本发明中，所述聚醚胺基烷基糖苷具有式I所示的结构，式I中，m为0～3，n为0～3，o为0～3，m、n和o不同时为0，R为碳原子数为1～10的烷基。在本发明的实施例中，所述式I中，m为1～2。在本发明的实施例中，所述式I中，n为1～2。在本发明的实施例中，所述式I中，o为1～2。在本发明的实施例中，所述式I中R为甲基、乙基、丙基或丁基。在本发明的实施例中，所述聚醚胺基烷基糖苷的数均分子量为240～950；在其他的实施例中，所述聚醚胺基烷基糖苷的数均分子量为300～800；在另外的实施例中，所述聚醚胺基烷基糖苷的数均分子量为500～600。在本发明的实施例中，所述聚醚胺基烷基糖苷的制备方法为：将环氧化物、烷基糖苷、水和催化剂进行反应，得到中间产物；将所述中间产物和有机胺进行反应，得到聚醚胺基烷基糖苷。在本发明的实施例中，将环氧化物、烷基糖苷、水和催化剂进行反应，得到中间产物。在本发明的实施例中，所述环氧化物包括环氧乙烷和环氧丙烷中的一种或两种。在本发明的实施例中，所述烷基糖苷包括甲基糖苷、乙基糖苷、丙基糖苷或丁基糖苷。在本发明的实施例中，所述催化剂无机酸和有机酸中的一种或几种。在本发明的实施例中，所述无机酸包括硫酸、硝酸、硫酸或磷钨酸。在本发明的实施例中，所述有机酸包括对甲苯磺酸、十二烷基苯磺酸或氨基磺酸。在本发明的实施例中，所述环氧化物、烷基糖苷、水和催化剂的摩尔比为1:(0.5～1):(4～8):(0.01～0.1)；在其他的实施例中，所述环氧化物、烷基糖苷、水和催化剂的摩尔比为1:(0.6～0.8):(5～6):(0.03～0.08)。在本发明的实施例中，所述环氧化物、烷基糖苷、水和催化剂反应的温度为50℃～110℃。在本发明的实施例中，所述环氧化物、烷基糖苷、水和催化剂反应的时间为0.5小时～4小时。在本发明的实施例中，所述环氧化物、烷基糖苷、水和催化剂反应的压力为3MPa～10MPa。在本发明的实施例中，得到中间产物后，将所述中间产物和有机胺进行反应，得到聚醚胺基烷基糖苷。在本发明的实施例中，所述有机胺包括乙二胺、二乙烯三胺、三乙烯四胺或四乙烯五胺。在本发明的实施例中，所述中间产物和有机胺的摩尔比为1:(0.8～1.2)。在本发明的实施例中，所述中间产物和有机胺反应的pH值为6～9。在本发明的实施例中，所述中间产物和有机胺反应的温度为40℃～90℃。在本发明的实施例中，所述中间产物和有机胺反应的时间为3小时～10小时。本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液包括0.4wt％～1.2wt％的增粘剂。在本发明的实施例中，所述增粘剂在无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液中的质量含量为0.6wt％～1wt％。在本发明的实施例中，所述增粘剂包括高粘度羧甲基纤维素钠盐和黄原胶。在本发明的实施例中，所述高粘度羧甲基纤维素钠盐由棉花纤维和氯乙酸反应而成。在本发明的实施例中，所述高粘度羧甲基纤维素钠盐的含水量≤10％。在本发明的实施例中，所述高粘度所甲基纤维素钠盐的纯度≥95％。在本发明的实施例中，所述高粘度羧甲基纤维素钠盐的取代度≥0.8％。在本发明的实施例中，所述高粘度羧甲基纤维素钠盐的pH值为6.5～8。在本发明的实施例中，所述高粘度羧甲基纤维素钠盐的氯化钠含量≤5％。在本发明的实施例中，所述高粘度羧甲基纤维素钠盐2％水溶液的粘度≥1000mPa.s。本发明对所述高粘度羧甲基纤维素钠盐的来源没有特殊的限制，可由市场购买获得。在本发明的实施例中，所述黄原胶的粘度为1200cps～1600cps。在本发明的实施例中，所述黄原胶的pH值为6.5～8。在本发明的实施例中，所述黄原胶中水分含量≤13％。在本发明的实施例中，所述黄原胶中灰分含量≤13％。在本发明的实施例中，所述黄原胶的粒度为180微米～355微米。本发明对所述黄原胶的来源没有特殊的限制，可由市场购买获得。在本发明的实施例中，所述高粘度羧甲基纤维素钠盐和黄原胶的质量比为(0.5～1.5):1；在其他的实施例中，所述高粘度羧甲基纤维素钠盐和黄原胶的质量比为(0.8～1.2):1；在另外的实施例中，所述高粘度羧甲基纤维素钠盐和黄原胶的质量比为1:1。本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液中包括2.6wt％～8wt％的降滤失剂。在本发明的实施例中，所述降滤失剂在所述无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液中的质量含量为4wt％～6wt％。在本发明的实施例中，所述降滤失剂包括低粘度羧甲基纤维素钠盐和羧甲基淀粉钠。在本发明的实施例中，所述低粘度羧甲基纤维素钠盐中的水分含量≤10％。在本发明的实施例中，所述低粘度羧甲基纤维素钠盐的纯度≥80％。在本发明的实施例中，所述低粘度羧甲基纤维素钠盐的代替度≥0.8％。在本发明的实施例中，所述低粘度羧甲基纤维素钠盐的pH值为7～9。在本发明的实施例中，所述低粘度羧甲基纤维素钠盐中氯化物的含量≤20％。在本发明的实施例中，所述低粘度羧甲基纤维素钠盐2％水溶液的粘度＜200mPa.s。本发明对所述低粘度羧甲基纤维素钠盐的来源没有特殊的限制，可由市场购买获得。在本发明的实施例中，所述羧甲基淀粉钠的粒度为90目～110目；在其他的实施例中，所述羧甲基淀粉钠的粒度为100目。在本发明的实施例中，所述羧甲基淀粉钠中氯化钠含量＜7％。在本发明的实施例中，所述羧甲基淀粉钠的取代度＞0.2％。在本发明的实施例中，所述羧甲基淀粉钠的pH值为8～9。在本发明的实施例中，所述羧甲基淀粉钠的水分含量＜10％。在本发明的实施例中，所述羧甲基淀粉钠2％的水溶液粘度为80mpa.s～120mpa.s。本发明对所述羧甲基淀粉钠的来源没有特殊的限制，可由市场购买获得。在本发明的实施例中，所述低粘度羧甲基纤维素钠盐和羧甲基淀粉钠的质量比为(0.6～1):(2～7)；在其他的实施例中，所述低粘度羧甲基纤维素钠盐和羧甲基淀粉钠的质量比为(0.7～0.8):(4～6)。本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液包括1wt％～4wt％的封堵剂。在本发明的实施例中，所述封堵剂在所述无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液中的质量含量为2wt％～3wt％。在本发明的实施例中，所述封堵剂包括碳酸钙、油溶树脂、无渗透封堵剂和磺化沥青中的一种或几种。在本发明的实施例中，所述碳酸钙的粒度为800目～1200目；在其他的实施例中，所述碳酸钙的粒度为1000目。在本发明的实施例中，所述碳酸钙的水分含量≤10％。在本发明的实施例中，所述碳酸钙中酸不溶物含量≤1％。本发明对所述碳酸钙 的来源没有特殊的限制，可由市场购买获得，如可采用濮阳三力实业有限公司提供的QS-2超细目碳酸钙。本发明对所述油溶树脂的种类和来源没有特殊的限制，采用本领域技术人员熟知的可作为封堵剂的油溶树脂即可，可由市场购买获得，如可采用郑州三祥科技有限公司提供的2420型号的油溶树脂。本发明对所述无渗透封堵剂的种类和来源没有特殊的限制，采用本领域技术人员熟知的钻井液封堵剂即可，可由市场购买获得，如可采用山东得顺源石油科技有限公司提供的WLP型号的无渗透封堵剂。在本发明的实施例中，所述磺化沥青的pH值为8～9。在本发明的实施例中，所述磺化沥青中水分含量≤8％。在本发明的实施例中，所述磺化沥青中磺酸钠基含量≥10％。在本发明的实施例中，所述磺化沥青中的水溶物≥70％。在本发明的实施例中，所述磺化沥青中的油溶物≥25％。在本发明的实施例中，所述磺化沥青的HTHP滤失量≤25mL/30min。本发明对所述磺化沥青的来源没有特殊的限制，可由市场购买获得，如可采用新乡市第七化工有限公司提供的磺化沥青。本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液包括0.6wt％～1wt％的pH值调节剂。在本发明的实施例中，所述pH值调节剂在所述无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液中的质量含量为0.8wt％～0.9wt％。在本发明的实施例中，所述pH调节剂可以为碱性pH值调节剂，如氢氧化钠。在本发明中，所述无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液包括0.1wt％～0.4wt％的碳酸盐。在本发明的实施例中，所述碳酸盐在所述无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液中的质量含量为0.2wt％～0.3wt％。在本发明中，所述碳酸盐能够除去钻井液中的钙离子。在本发明的实施例中，所述碳酸盐可以为碳酸钠和碳酸钾中的一种或两种。本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液包括10wt％～24wt％的氯化钠。在本发明的实施例中，所述氯化钠在所述无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液中的质量含量为12wt％～20wt％；在其他的实施例中，所述氯化钠在所述无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液中的质量含量为14wt％～16wt％。在本发明中，所述氯化钠能够降低无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液中水活度。本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液包括0.2wt％～0.6wt％的含硫抗氧剂。在本发明的实施例中，所述含硫抗氧剂在所述无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液中的质量含量为0.3wt％～0.5wt％。在本发明中，所述含硫抗氧剂能够进一步提高本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的抗温性能。在本发明的实施例中，所述含硫抗氧剂包括亚硫酸氢钠、亚硫酸钠、硫化钠和硫磺中的一种或几种。本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液除上述技术方案所述聚醚胺基烷基糖苷、增粘剂、降滤失剂、封堵剂、pH值调节剂、碳酸盐、氯化钠、含硫抗氧剂外，其余成分为水。在本发明的实施例中，所述无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液包括：2wt％～7wt％的聚醚胺基烷基糖苷；0.2wt％～0.6wt％的高粘度羧甲基纤维素钠盐；0.2wt％～0.6wt％的黄原胶；0.6wt％～1.0wt％的低粘度羧甲基纤维素钠盐；2wt％～7wt％的羧甲基淀粉钠；1wt％～4wt％的封堵剂；0.6wt％～1.0wt％的NaOH；0.1wt％～0.4wt％的Na2CO3；10wt％～24wt％的工业盐；0.2wt％～0.6wt％的含硫抗氧剂；余量为水。本发明提供了一种上述技术方案所述无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的制备方法，包括：将聚醚胺基烷基糖苷、增粘剂、降滤失剂、封堵剂、pH值调节剂、碳酸盐、氯化钠、含硫抗氧剂和水混合后进行老化处理，得到无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液。在本发明中，所述聚醚胺基烷基糖苷、增粘剂、降滤失剂、封堵剂、pH值调节剂、碳酸盐、氯化钠、含硫抗氧剂和水的种类、来源和用量与上述技术方案所述聚醚胺基烷基糖苷、增粘剂、降滤失剂、封堵剂、pH值调节剂、碳酸盐、氯化钠、含硫抗氧剂和水的种类、来源和用量一致，在此不再赘述。在本发明的实施例中，所述老化处理的温度为130℃～170℃；在其他的实施例中，所述老化处理的温度为140℃～160℃；在另外的实施例中，所述老化处理的温度为150℃。在本发明的实施例中，所述老化处理的时间为15小时～20小时；在其他的实施例中，所述老化处理的时间为16小时。在本发明的实施例中，可以在搅拌的条件下进行老化处理。在本发明的实施例中，所述 搅拌的速度为5000r/min～10000r/min；在其他的实施例中，所述搅拌的速度为8000r/min～9000r/min。在本发明的实施例中，所述无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的制备方法为：将聚醚胺基烷基糖苷、增粘剂和降滤失剂混合，得到混合物；将所述混合物与封堵剂、pH值调节剂和碳酸盐混合，得到中间产物；将所述中间产物、氯化钠和含硫氧化剂混合后进行老化处理，得到无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液。在本发明的实施例中，可以在搅拌的条件下进行所述混合。在本发明的实施例中，所述搅拌的速度为5000r/min～10000r/min。按照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》的标准，测试本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的表观粘度、塑性粘度、动切力、静切力、中压滤失量、高温高压滤失量、抗盐性能、抗钙性能、抗膨润土性能、抗水浸性能、抗原油性能。测试结果为，本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的表观粘度为55mPa.s～85mPa.s；塑性粘度为40mPa.s～60mPa.s；动切力为17Pa～24Pa；静切力为2.5～5.5/8.5～10.5；中压滤失量＜4.0mL；高温高压滤失量＜15mL；抗盐性为饱和；抗钙性为10％；抗膨润土性为20％；抗水浸性为40％；抗原油性为20％。按照钻井液岩心回收率测试方法，测试本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的岩心一次回收率和相对回收率，具体操作如下：量取350mL本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液于高搅杯中，在7000r/min的速度下搅拌5min后，将钻井液倒入老化罐中备用；取2.0mm～5.0mm的岩屑于103℃下干燥4h，降至室温，称取G0g岩屑放入老化罐与老化罐中的钻井液于180℃下滚动16h，降温后取出，用孔径为0.42mm筛回收岩屑，于103℃下干燥4h，降至室温称量回收岩屑质量记为G1；然后将已称过重的回收岩屑放入清水中于180℃下滚动2h，降温后取出，用孔径为0.42mm的筛回收岩屑，于103℃下干燥4h，冷却至室温称量回收岩屑质量记为G2。分别计算一次页岩回收率R1、二次页岩回收率R2和相对页岩回收率R。R1＝G1/G0×100％；R2＝G2/G0×100％；R＝R2/R1×100％；测试结果为，本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的岩心一次回收率≥98.5％，岩心相对回收率≥99.5％。按照下述方法测试本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的极压润滑系数：采用郑州南北仪器设计有限公司提供的EP型号的极压润滑仪，设定仪器在300r/min下运转15min，然后调节转速为60r/min；将仪器中的滑块浸入本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液中，调扭力扳手值为16.95N/m，仪器运转5min，读出本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液浸泡滑块时仪器上显示的数值，极压润滑系数计算公式为：上式中：K为极压润滑系数；X为本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液浸泡滑块时仪器上显示的数值。测试结果为，本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的极压润滑系数＜0.09。按照下述方法测试本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的储层保护性：采用北京中慧天诚科技有限公司提供的Fann-389AP型号的全自动渗透率封堵装置；将全自动渗透率封堵装置温度升到120℃，装入岩心，用煤油进行渗透，记录初始压力、最高压力、稳定压力，围压要比流动压力大2MPa；采用本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液进行反向动态或静态污染，用量筒接收液体并记录所用时间及体积；再用煤油进行正向渗透，记录初始压力、最高压力、稳定压力；污染前的稳定压力与污染后的稳定压力的比值即为渗透率恢复值，反映了本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液对地层岩石的伤害程度。测试结果为，本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的动态渗透率恢复值＞90％，静态渗透率恢复值＞93％。按照《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》标准，测试本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的抗温性能，测试结果为，本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的抗温性能为145℃～155℃。本发明以下实施例所用的原料均为市售商品，所用的高粘度羧甲基纤维素钠盐为濮阳中原三力实业有限公司提供的高粘度羧甲基纤维素钠盐HV-CMC；所用的黄原胶为濮阳中原三力实业有限公司提供的黄原胶XC，所用的低粘度羧甲基纤维素钠盐为濮阳中原三力实业有限公司提供的低粘度羧甲基纤维素钠盐LV-CMC；所用的羧甲基淀粉钠为濮阳中原三力实业有限公司提供的羧甲基淀粉钠CMS-Na；所用的超细碳酸钙为濮阳三力实业有限公司提供的粒度为1000目的超细碳酸钙；所用的油溶树脂为郑州三祥科技有限公司提供的2420型号的油溶树脂；所用的无渗透封堵剂为山东得顺源石油科技有限公司提供的无渗透封堵剂WLP。实施例1在装有温度计、冷凝管、搅拌器的高压反应釜中加入44.05g的环氧乙烷、97g的甲基糖苷、72g的蒸馏水和1.72g的对甲苯磺酸，在3MPa、50℃下反应0.5小时，得到中间产物；将所述中间产物用中和剂NaOH中和到pH值为6，加入24g的乙二胺，在温度为40℃、常压下反应3小时，将得到的反应产物除水后得到聚醚胺基甲基糖苷。将本发明实施例1制备得到的聚醚胺基甲基糖苷进行红外检测，检测结果如图1所示，图1为本发明实施例1制备得到的聚醚胺基甲基糖苷的红外谱图，由图1可知，本发明实施例1制备得到的聚醚胺基甲基糖苷具有式1所示的结构：式1中，m为0～3。实施例2在装有温度计、冷凝管、搅拌器的高压反应釜中加入44.05g的环氧乙烷、104g的乙基糖苷、90g的蒸馏水和1.96g的硫酸，在4MPa、60℃下反应1小时，得到中间产物；将所述中间产物用中和剂NaOH中和到pH值为6，加入51.59g的二乙烯三胺，在温度为50℃、常压下反应4小时，将得到的反应产物除水后得到聚醚胺基乙基糖苷。将本发明实施例2制备得到的聚醚胺基乙基糖苷进行红外检测，检测结果为，本发明实施例2制备得到的聚醚胺基乙基糖苷具有式2所示的结构：式2中，m为0～3，o为1。实施例3在装有温度计、冷凝管、搅拌器的高压反应釜中加入44.05g的环氧乙烷、133g的丙基糖苷、108g的蒸馏水和1.89g的硝酸，在5MPa、70℃下反应1.5小时，得到中间产物；将所述中间产物用中和剂KOH中和到pH值为7，加入87.74g的三乙烯四胺，在温度为60℃、常压下反应5小时，将得到的反应产物除水后得到聚醚胺基丙基糖苷。将本发明实施例3制备得到的聚醚胺基丙基糖苷进行红外检测，检测结果为，本发明实施例3制备得到的聚醚胺基丙基糖苷具有式3所示的结构：式3中，m为0～3，o为2。实施例4在装有温度计、冷凝管、搅拌器的高压反应釜中加入58.08g的环氧乙烷、165g的丁基糖苷、126g的蒸馏水和3.92g的磷钨酸，在7MPa、80℃下反应2小时，得到中间产物；将所述中间产物用中和剂碳酸钠中和到pH值为8，加入132.52g的四乙烯五胺，在温度为70℃、常压下反应7小时，将得到的反应产物除水后得到聚醚胺基丁基糖苷。将本发明实施例4制备得到的聚醚胺基丁基糖苷进行红外检测，检测结果为，本发明实施例4制备得到的聚醚胺基丁基糖苷具有式4所示的结构：式4中，m为0～3，o为3。实施例5在392g水中加入8g本发明实施例1制备得到的聚醚胺基甲基糖苷，在5000r/min的速度下搅拌5分钟，向其中加入0.8g的高粘度羧甲基纤维素钠盐HV-CMC，0.8g的黄原胶XC，2.4g的低粘度羧甲基纤维素钠盐LV-CMC，在5000r/min的速度下搅拌20分钟，再加入8g的羧甲基淀粉钠CMS-Na，4g的超细碳酸钙，2.4g的NaOH，0.4g的Na2CO3，在5000r/min的速度下搅拌20分钟，再加入40g的工业盐，0.8g的亚硫酸氢钠，在5000r/min的速度下搅拌20分钟，装入老化罐内经150℃滚动16h，得到无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液。按照上述技术方案所述的方法，测试本发明实施例5制备得到的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的表观粘度、塑性粘度、动切力、静切力、中压滤失量、高压滤失量、抗盐性能、抗钙性能、抗膨润土性能、抗水浸性能、抗原油性能、岩心一次回收率、岩心相对回收率、极压润滑系数、动态渗透率恢复值、静态渗透率恢复值和抗温性能，测试结果如表1所示，表1为本发明实施例5～实施例8制备得到的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的性能测试结果。实施例6在384g的水中加入16g的本发明实施例2制备得到的聚醚胺基乙基糖苷，在6000r/min的速度下搅拌5分钟，向其中加入1.6g的高粘度羧甲基纤维素钠盐HV-CMC，1.6g的黄原胶XC，3.2g的低粘度羧甲基纤维素钠盐LV-CMC，在6000r/min的速度下搅拌20分钟，再加入16g的羧甲基淀粉钠CMS-Na，8g的油溶树脂，2.8g的NaOH，0.8g的Na2CO3，在6000r/min的速度下搅拌20分钟，再加入60g的工业盐，1.2g的亚硫酸钠，在6000r/min的速度下搅拌20分钟，装入老化罐内经150℃滚动16h，得到无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液。按照上述技术方案所述的方法，测试本发明实施例6制备得到的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的表观粘度、塑性粘度、动切力、静切力、中压滤失量、高压滤失量、抗盐性能、抗钙性能、抗膨润土性能、抗水浸性能、抗原油性能、岩心一次回收率、岩心相对回收率、极压润滑系数、动态渗透率恢复值、静态渗透率恢复值和抗温性能，测试结果如表1所示。实施例7在380g的水中加入20g的本发明实施例3制备得到的聚醚胺基丙基糖苷，在8000r/min的速度下搅拌5分钟，向其中加入2.0g的高粘度羧甲基纤维素钠盐HV-CMC，2.0g的黄原胶XC，3.6g的低粘度羧甲基纤维素钠盐LV-CMC，在8000r/min的速度下搅拌20分钟，再加入20g的羧甲基淀粉钠CMS-Na，12g的无渗透封堵剂WLP，3.2g的NaOH，1.2g的Na2CO3，在8000r/min的速度下搅拌20分钟，再加入80g的工业盐，2.0g的硫化钠，在8000r/min的速度下搅拌20分钟，装入老化罐内经150℃滚动16h，得到无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液。按照上述技术方案所述的方法，测试本发明实施例7制备得到的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的表观粘度、塑性粘度、动切力、静切力、中压滤失量、高压滤失量、抗盐性能、抗钙性能、抗膨润土性能、抗水浸性能、抗原油性能、岩心一次回收率、岩心相对回收率、极压润滑系数、动态渗透率恢复值、静态渗透率恢复值和抗温性能，测试结果如表1所示。实施例8在372g的水中加入28g的本发明实施例4制备得到的聚醚胺基丁基糖苷，在10000r/min的速度下搅拌5分钟，向其中加入2.4g的高粘度羧甲基纤维素钠盐HV-CMC，2.4g的黄原胶XC，4.0g的低粘度羧甲基纤维素钠盐LV-CMC，在10000r/min的速度下搅拌20分钟，再加入28g的羧甲基淀粉钠CMS-Na，16g的无渗透封堵剂WLP，4.0g的NaOH，1.6g的Na2CO3，在10000r/min的速度下搅拌20分钟，再加入96g的工业盐，2.4g的硫磺，在10000r/min的速度下搅拌20分钟，装入老化罐内经150℃滚动16h，得到无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液。按照上述技术方案所述的方法，测试本发明实施例8制备得到的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的表观粘度、塑性粘度、动切力、静切力、中压滤失量、高压滤失量、抗盐性能、抗钙性能、抗膨润土性能、抗水浸性能、抗原油性能、岩心一次回收率、岩心相对回收率、极压润滑系数、动态渗透率恢复值、静态渗透率恢复值和抗温性能，测试结果如表1所示。表1本发明实施例5～实施例8制备得到的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的性能测试结果测试项目实施例5实施例6实施例7实施例8表观粘度(mPa.s)55.563.583.581.5塑性粘度(mPa.s)38425958动切力(Pa)17.521.524.523.5静切力(Pa/Pa)2.5/8.53.0/9.05.0/9.55.5/10.5中压滤失量3.62.62.42.8高温高压滤失量13121110抗盐性能饱和饱和饱和饱和抗钙性能10％10％10％10％抗膨润土性能20％20％20％20％抗水浸性能40％40％40％40％抗原油性能20％20％20％20％岩心一次回收率(％)98.598.898.999.2岩心相对回收率(％)99.599.699.999.7极压润滑系数0.0870.0810.0760.068动态渗透率恢复值(％)90.1890.7690.5590.35静态渗透率恢复值(％)93.8593.8894.1794.50抗温性能(℃)150150150150由以上实施例可知，本发明提供了一种无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液，包括：2wt％～7wt％的聚醚胺基烷基糖苷，所述聚醚胺基烷基糖苷具有式I所示的结构，式I中，m为0～3，n为0～3，o为0～3，m、n和o不同时为0，R为碳原子数为1～10的烷基；0.4wt％～1.2wt％的增粘剂；2.6wt％～8wt％的降滤失剂；1wt％～4wt％的封堵剂；0.6wt％～1wt％的pH值调节剂；0.1wt％～0.4wt％的碳酸盐；10wt％～24wt％的氯化钠；0.2wt％～0.6wt％的含硫抗氧剂；余量为水。本发明提供了一种上述技术方案所述无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的制备方法，包括：将聚醚胺基烷基糖苷、增粘剂、降滤失剂、封堵剂、pH值调节剂、碳酸盐、氯化钠、含硫抗氧剂和水混合后进行老化处理，得到无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液。本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液中含有聚醚胺基烷基糖苷，聚醚胺基烷基糖苷具有较好的抑制性能，通过聚醚胺基烷基糖苷与钻井液中其他成分的配合使用，使本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液的抑制性能也较好；而且本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液为无土相体系钻井液，没有粘土颗粒保护目的层，不会破坏油流通道，使本发明提供 的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液具有较好的储层保护性；本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液能有效解决强水敏性泥页岩、含泥岩等易坍塌地层及页岩气水平井的井壁失稳问题，满足储层保护要求。此外，所述聚醚胺基烷基糖苷与钻井液中的其他成分配合使用，可以保护钻井液中的其他成分在高温下不易分解，使本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液具有较好的抗温性能和抗污性能；而且所述聚醚胺基烷基糖苷具有较好的润滑性能，使本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液润滑性能也较好。另外，本发明提供的无土相聚醚胺基烷基糖苷钻井液无毒、无害，安全环保；而且成本较低。当前第1页1 2 3