一种基于微乳离子液的钻井液用页岩抑制剂及其制备方法与流程

本发明涉及一种钻井液用页岩抑制剂，具体说在钻井过程中钻遇泥页岩井段时抑制页岩膨胀、坍塌等事故的处理剂。

背景技术：

在油气钻井过程中经常钻遇复杂地层，如泥页岩地层，大多数的井壁失稳都是发生在泥页岩段，每年因井壁失稳造成的损失高达数亿美元。在化学稳定井壁方面，人们已经开发出多种页岩抑制剂，包括无机盐、有机盐及合成抑制剂抑制泥岩膨胀和页岩坍塌。如，采用氯化钾、氯化铵、氯化钠、硅酸盐等可有效抑制黏土膨胀，使用浓度一般在5~37%，无机盐主要通过和黏土表面离子进行阳离子交换来达到抑制膨胀的目的，它的主要优点在于性能稳定、廉价易得，但对环境存在一定的污染，如果浓度过高，会使土壤发生板结；同时，如果无机盐浓度过高，则会导致钻井液的黏土容量限大幅度下降。硅酸盐在高温高压条件下与井壁发生胶结和沉淀堵塞，具有显著的页岩稳定作用，但会导致钻井液的流变性急剧恶化。有机盐抑制剂主要包括甲酸钠、甲酸钾和甲酸铯，有机盐抑制剂的浓度一般都在10%以上，对页岩抑制能力较强，但对钻井液中黏土含量由严格要求，最好使用无黏土体系。目前，人们以胺为基础合成出多种合成抑制剂，包括单分子铵盐、低碳链铵盐（如聚醚胺、聚羧胺等）、聚胺等抑制剂，主要通过分子中的胺基和醚键等低分子官能团在在黏土表面快速吸附，并通过胺基进入层间，起到优良的抑制作用。但目前所使用的合成抑制剂多存在价格过高，在现场使用中起泡严重，影响了现场使用。因此，亟需研制一种新型的页岩抑制剂。

离子液是一种新兴的化学反应溶剂，其特点是取代原先毒性较重的苯、甲苯、四氯化碳等有机溶剂。目前，人们开始研究离子液作为钻井液处理剂的可行性，cn201080021535.7公开了一种井眼处理方法和钻井液，在钻井液中引入离子液，提高钻井液的温度稳定性。cn201410662295.9公开了一种采用离子液提高钻井液高温抑制性、稳定性的方法，离子液主要由含杂环离子构成。cn201510411687.2公开了一种采用咪唑类离子液提高钻井液高温流变稳定性的方法，主要含有1-烷基-3-甲基咪唑四氟硼酸、聚合物和膨润土。上述三种方法只涉及到简单地在钻井液中加入离子液，这种加入会导致离子分散到水相中，使其作用大幅度降低，且没有涉及到专门用于页岩抑制作用。

技术实现要素：

本发明的目的是为了解决当前钻井液用页岩抑制剂使用量大，效果持续性不强缺点，提供一种基于微乳离子液的钻井液用页岩抑制剂及其制备方法。本发明的抑制剂采用纳米碳酸钙增强微乳液在钻井液中的稳定性，在钻井液中以双连续微乳液滴形式存在，在加入钻井液后，不会过快消耗，具有一定的缓释作用，从而起到长效作用。此外本发明的制备方法采用离子液微乳液合成方法，使其能稳定存在于微乳液核中，加入kcl进一步增强体系的协同抑制作用。

本发明采用技术方案如下：

一种基于微乳离子液的钻井液用页岩抑制剂，包括如下质量百分比的组分：离子液体35~45%、正丁醇10~15%、氯化钾3~6%、纳米碳酸钙2~5%、聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯3~5%、失水山梨醇脂肪酸酯1~3%、余量为水。

所述离子液体为1-丁基-3-甲基咪唑六氟磷酸盐[c8h15n2f6p]、1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐[c8h15n2bf4]或1-丁基-2,3-二甲基咪唑四氟硼酸盐[c9h17bf4n2]中的一种或任意两种组合；所述的纳米碳酸钙的粒径优选为10~100nm；所述的失水山梨醇脂肪酸酯为斯潘表面活性剂系列；所述的聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯为吐温表面活性剂系列。

所述的失水山梨醇脂肪酸酯为斯潘表面活性剂系列中s-40、s-60或s-80的一种或任意两种组合；所述的聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯为吐温表面活性剂系列中t-40、t-60或t-80中的一种或任意两种组合；其中，40表示单棕榈酸酯，60表示单硬脂酸酯，80表示单油酸酯。

按照前述基于微乳离子液的钻井液用页岩抑制剂的制备方法，包括如下步骤：

1）将35~45g离子液加入到200ml的反应器中，加温至50~70℃；搅拌过程中缓慢10~20g水；加入3~6g氯化钾，待溶解完毕后，加入1~3g失水山梨醇脂肪酸酯，再次搅拌均匀；

2）向上述反应器中再缓慢滴加10~20g水，搅拌速度为800r/min，待滴加结束后，加入3~5g的聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯，过程中温度维持50~70℃，继续搅拌20-40min；

3）将反应器温度降低至30~40℃，一次性加入26~39g水，继续搅拌20min后缓慢滴加10~15g正丁醇，将搅拌速度提高至2000r/min，直至出现透明相出现，冷却至室温，加入2~5g纳米碳酸钙，继续搅拌20-40min，出料即可得到基于微乳离子液的钻井液用页岩抑制剂。

与现有技术相比，本发明效果更为突出：

（1）本发明基于微乳离子液的钻井液用页岩抑制剂以高疏水离子液为基础，采用微乳液方法提高其水相分散性，从而达到在水基钻井液中快速吸附和抑制作用；

（2）本发明以离子液和氯化钾为基本抑制剂，具有一定的协同作用，对页岩分散和膨胀具有很强的抑制作用（见附图1和2）；

（3）本发明采用离子液来提高页岩抑制作用，降低了常规无机盐抑制剂用量，具有较好的环保效果（见附图2）；

（4）本发明方法简单、可靠，所制得的页岩抑制剂对页岩膨胀和分散抑制作用明显，黏土相对膨胀降低率超过85%，三次页岩滚动回收率超过95%，对钻井液性能影响不大，有效减少了与井壁失稳相关的复杂事故，提高了机械钻速。

附图说明：

图1是在55℃条件下，本发明三个实施例黏土相对膨胀降低率；

图2是在180℃条件下，基于微乳离子液的钻井液用页岩抑制剂的三次滚动回收率。

具体实施例

一种基于微乳离子液的钻井液用页岩抑制剂，按质量百分比计算如下组分含量：离子液体35~45%、正丁醇10~15%、氯化钾3~6%、纳米碳酸钙2~5%、聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯3~5%、失水山梨醇脂肪酸酯1~3%、余量为水。

所述的离子液体为1-丁基-3-甲基咪唑六氟磷酸盐[c8h15n2f6p]、1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐[c8h15n2bf4]或1-丁基-2,3-二甲基咪唑四氟硼酸盐[c9h17bf4n2]中的一种或任意两种组合，这是一种常见的离子液体，疏水性很强，在水中溶解度低，通过双连续相微乳方法将其封装在乳液滴核中，增强其在水中的分散。

所述的纳米碳酸钙的粒径优选为10~100nm，进一步优选的纳米碳酸钙为601#、602#和603#中的一种或任意两种组合，该产品为福建鸿丰纳米科技有限公司生产。

所述的失水山梨醇脂肪酸酯为斯潘表面活性剂系列，优选为s-40、s-60和s-80中的一种或任意两种组合。其中，40表示单棕榈酸酯，60表示单硬脂酸酯，80表示单油酸酯。

所述的聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯为吐温表面活性剂系列，优选为t-40、t-60和t-80中的一种或任意两种组合。其中，40表示单棕榈酸酯，60表示单硬脂酸酯，80表示单油酸酯。

本发明具体的制备方法，包括下面的步骤：

（1）将35~45g离子液加入到200ml的三口平底烧瓶中，加温至50~70℃；搅拌过程中缓慢10~20g水；加入3~6g氯化钾，待溶解完毕后，加入1~3g失水山梨醇脂肪酸酯，再次搅拌均匀，约30min加完；

（2）向上述反应器中再缓慢滴加10~20g水，搅拌速度为750-850r/min，待滴加结束后，加入3~5g的聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯，过程中温度维持50~70℃，继续搅拌30min；

（3）将反应器温度降低至30~40℃，一次性加入26~39g水，继续搅拌20min后缓慢滴加10~15g正丁醇，将搅拌速度提高至2000r/min，直至出现透明相出现，冷却至室温，加入2~5g纳米碳酸钙，继续搅拌30min，出料即可得到基于微乳离子液的钻井液用页岩抑制剂。

典型实施例1：

将45g1-丁基-3-甲基咪唑六氟磷酸盐加入到200ml的三口平底烧瓶中，加温至50℃；搅拌过程中缓慢10g水；加入3g氯化钾，待溶解完毕后，加入1g失水山梨醇脂肪酸酯s-80，再次搅拌均匀，约30min加完；向上述反应器中再缓慢滴加10g水，搅拌速度为800r/min，待滴加结束后，加入3g的聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯t-80，过程中温度维持50℃，继续搅拌30min；将反应器温度降低至30℃，一次性加入13g水，继续搅拌20min后缓慢滴加10g正丁醇，将搅拌速度提高至2000r/min，直至出现透明相出现，冷却至室温，加入5g601#纳米碳酸钙，继续搅拌30min，出料即可得到基于微乳离子液的钻井液用页岩抑制剂。

实施例2：

将40g1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐加入到200ml的三口平底烧瓶中，加温至60℃；搅拌过程中缓慢12g水；加入5g氯化钾，待溶解完毕后，加入2g失水山梨醇脂肪酸酯s-60，再次搅拌均匀，约30min加完；向上述反应器中再缓慢滴加13g水，搅拌速度为800r/min，待滴加结束后，加入4g的聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯t-60，过程中温度维持60℃，继续搅拌30min；将反应器温度降低至35℃，一次性加入8g水，继续搅拌20min后缓慢滴加12g正丁醇，将搅拌速度提高至2000r/min，直至出现透明相出现，冷却至室温，加入4g602#纳米碳酸钙，继续搅拌30min，出料即可得到基于微乳离子液的钻井液用页岩抑制剂。

实施例3：

将35g1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐加入到200ml的三口平底烧瓶中，加温至60℃；搅拌过程中缓慢12g水；加入6g氯化钾，待溶解完毕后，加入3g失水山梨醇脂肪酸酯s-60，再次搅拌均匀，约30min加完；向上述反应器中再缓慢滴加10g水，搅拌速度为800r/min，待滴加结束后，加入5g的聚氧乙烯山梨糖醇酐脂肪酸酯t-60，过程中温度维持60℃，继续搅拌30min；将反应器温度降低至35℃，一次性加入9g水，继续搅拌20min后缓慢滴加15g正丁醇，将搅拌速度提高至2000r/min，直至出现透明相出现，冷却至室温，加入5g602#纳米碳酸钙，继续搅拌30min，出料即可得到基于微乳离子液的钻井液用页岩抑制剂。

性能测试

（1）黏土相对膨胀降低率测试：用天平称取5~10g膨润土（夏子街）装入压模内，使其中样品端面平整，在表面再放一张滤纸，将制备好的式样从主测杯底部装入测量杯中；在测量杯上部加入密封圈，将带有测盘和测杆的平衡支架系统放入，调整位置固定螺钉，确保测量滑块与测量溶液；把测量溶液倒入注液杯中，拧紧杯盖，关上连通阀；将整个测量主体放入加热套中，温度控制在50℃，调整测量滑块与液面接触，立刻按下测量按钮；按照先测量清水、页岩抑制剂顺序测量。

（1）

上式中：e为黏土相对膨胀降低率，%；h1为清水溶液膨胀高度，mm；h2为页岩抑制剂溶液的膨胀高度，mm。

（2）三次页岩滚动回收率测试：分别称取2～3.2mm页岩岩屑（取自沙河街组易坍塌地层，清水滚动回收率为25%）50g两份，放入装有350ml蒸馏水和350ml1.0%试样水溶液的高温罐中，在滚子炉中于180℃下滚动16h后，取出冷却至室温。然后用0.5mm标准筛筛洗，将筛余物放入表面皿中，在（105±3）℃下烘4h取出冷却，并在空气中放置24h后称重。岩屑在蒸馏水中一次回收质量应该在10～25g范围内。将一次蒸馏水和1%试样回收后的岩屑放入装有蒸馏水的高温罐中，在滚子炉中于180℃下滚动16h后，取出冷却至室温。然后用0.5mm标准筛筛洗，将筛余物放入表面皿中，在（105±3）℃下烘4h取出冷却，并在空气中放置24h后称重。将二次蒸馏水和1%试样回收后的岩屑放入装有蒸馏水的高温罐中，在滚子炉中于180℃下滚动16h后，取出冷却至室温。然后用0.5mm标准筛筛洗，将筛余物放入表面皿中，在（105±3）℃下烘4h取出冷却，并在空气中放置24h后称重。

（2）

上式中：r为三次岩屑回收提高率，%；m2为1.0%试样溶液三次回收岩屑的质量，g；m1为三次水中回收岩屑的质量，g。

上述测试样品为上述实施例页岩抑制剂，并与7%kcl进行对比，配比为：400ml基浆（4%夏子街粘土+0.3%无水碳酸钠）+3ml实施例样品。测试结果如下：

从图1结果看出，在55℃条件下，本发明三个实施例黏土相对膨胀降低率均高于85%，比常规kcl体系略高。

从图2可以看出，在180℃条件下，基于微乳离子液的钻井液用页岩抑制剂的三次滚动回收率均超过95%，而7%kcl的三次滚动回收率仅为76%。这充分证明了该页岩抑制剂的强抑制作用。