本发明涉及一种石油钻井作业用助剂领域，特别涉及一种高密度钻井液用抗温抗盐极压润滑剂及其制备方法。
背景技术：
随着深井、超深井等特殊条件井的不断开发，对超高温、超高压地层的钻探也随之增多，为保证顺利钻探和开采，此类井一般采用高密度钻井液。泥浆密度提高导致扭矩阻力和摩擦阻力明显增大，极易发生粘卡事故。在钻井液中添加适量润滑剂，是改善钻井液润滑性能的常用方法。
目前，常规润滑剂在低密度钻井液中润滑效果比较明显，但在高温、高固相及高含盐量等苛刻条件下，由于交联、降解、破乳、挥发等因素而失去活性，普遍存在增粘、易起泡、抗磨差、极压润滑性差及高荧光等问题。另外，现有润滑剂技术多采用生物降解性差的矿物型润滑剂，在环境中长期积累和富集，产生一系列环境问题，不利于继续扩大应用。为有效降低钻井中的摩擦阻力，保障钻井作业的顺利进行，对适用于高密度钻井液抗温抗盐极压润滑剂的研究具有现实的重要意义。
研究适用于高密度钻井液的抗温抗盐极压润滑剂存在以下难点：高密度钻井液的高固相使钻井液粘度切力增大导致摩擦阻力增高，润滑性变差；高温使得润滑剂分子易发生降解、交联、基团变异、解吸附及去水化作用，同时高温条件下循环使润滑剂挥发量增大，有效含量降低；高盐使得润滑剂易破乳而降低甚至失去润滑效果。
在极压润滑剂的研究上，国外的研究进展以贝克休斯、哈里伯顿以及斯伦贝谢三大钻井公司的为代表，国内多是在国外原有润滑剂基础上对其进行化学改性或者是利用植物油对其进行复合，极压润滑剂和合成润滑剂都还属于比较薄弱的品种。现有润滑剂技术中，一般润滑剂本身抗温及抗盐性能比较差，尤其在高密度浆、高温高盐条件下润滑效果非常不理想，甚至会出现副作用，增加了深井钻进过程中的压差卡钻，对钻杆的磨损增加。
专利cn1329124a公开了一种钻具在极高压力下作业使用的极压润滑剂，可在极高负荷的条件下，在摩擦钻具表面形成坚固的化学膜，适合在斜井和定向井中使用。专利cn101157850公开了一种用动植物油脂制备的抗高温润滑剂，是深井钻井、探井及各种复杂井的高效润滑剂。专利cn104893688a公开了一种抗高温的钻井液用润滑剂，抗温可达到200℃。上述专利均未涉及到在高密度浆中的抗温及抗极压性能。专利cn101486896公开了一种在高密度钻井液中使用的润滑剂，在密度为2.4g/cm3的高密度浆中，150℃老化后，其粘附系数降低率为50%，摩擦系数降低率为35%，但没有涉及到在高密度饱和盐中的抗温性能。
技术实现要素：
本发明针对现有技术的不足，提供了一种在高温、饱和盐条件下润滑性能优异且无荧光、对钻井液流变性影响较小的高密度钻井液用极压润滑剂及其制备方法。
本发明之一是提供一种高密度钻井液用抗温抗盐极压润滑剂，其技术方案是：以重量份数计包括以下组分：
酯类基础油75-85重量份，
长链脂肪酸5-10重量份，
极压添加剂5-10重量份，
摩擦副表面改性剂2-5重量份，
乳化剂3-6重量份，
消泡剂3-6重量份；
其中：
所述酯类基础油为碳链长度大于c12且含有酯基的化合物；
所述长链脂肪酸为蓖麻油、亚麻油、棉籽油、妥尔油、太古油、硫化油以及油酸中的一种或几种的混合物；
所述极压添加剂为含有s、p、n、b、cl以及mo中的一种或几种极压元素的物质。
上述技术方案还可以做以下优选：
所述高密度钻井液用抗温抗盐极压润滑剂以重量份数计包括以下组分：
酯类基础油80-82重量份，
长链脂肪酸5-8重量份，
极压添加剂5-8重量份，
摩擦副表面改性剂2-4重量份，
乳化剂3-5重量份，
消泡剂3-5重量份。
进一步优选的，所述碳链长度大于c12且含有酯基的化合物为磺化油酸甲酯或磺化妥尔油甲酯中的一种或两种的混合物。
进一步的，所述极压添加剂为硫化脂肪酸甲酯、硫化甘油三酸酯、硫化烯烃或有机钼中的一种或几种的混合物；进一步优选的，所述极压添加剂为硫化脂肪酸甲酯。
进一步的，所述摩擦副表面改性剂为亚甲基双二丁基二硫代氨基甲酸酯或二烷基二硫代氨基甲酸锑中的一种或两种的混合物；进一步优选的，所述摩擦副表面改性剂为亚甲基双二丁基二硫代氨基甲酸酯。
进一步的，所述乳化剂为非离子表面活性剂或阴离子表面活性剂中的一种或几种的混合物；所述消泡剂为聚醚多元醇类消泡剂或硅烷类消泡剂中的一种或几种的混合物；
进一步的，所述乳化剂为非离子表面活性剂op-10、sp-80或t-80中的一种或几种的混合物；所述消泡剂为聚醚多元醇消泡剂或有机硅消泡剂中的一种或几种的混合物。更进一步优选的，所述乳化剂为非离子表面活性剂op-10和sp-80的混合物，质量混合比例为op-10：sp-80=2：3；所述消泡剂为有机硅消泡剂。
本发明之二是提供一种高密度钻井液用抗温抗盐极压润滑剂的制备方法，其技术方案包括如下步骤：
（1）将酯类基础油和长链脂肪酸在50-95℃的条件下搅拌混合；
（2）再加入极压添加剂和摩擦副表面改性剂在95-100℃下搅拌混合；
（3）最后加入乳化剂及消泡剂搅拌混合并冷却至室温即得所述润滑剂。
进一步优选的，所述步骤（1）中搅拌时间为30min；所述步骤（2）中搅拌时间为20min。
本发明极压润滑剂在所用原料上充分采用了酯类油性剂（酯类基础油）、极压添加剂、摩擦副表面改性剂及乳化剂间的高效协同作用。酯类油性剂有足量且吸附性能好的强吸附基团及盐敏性低的强水化基团，水解稳定性强，抗高温、抗盐性强；极压添加剂含有s、n、mo等多种极压元素并配以少量摩擦副表面改性剂，高温下在摩擦表面生成一层连续有效的坚固化学反应膜，同时摩擦副表面改性剂能腐蚀摩擦副表面的凸起并能生成分散性物质填充微凹处，两者的协同作用使得在摩擦副表面生成的化学膜连续且平滑，从而有效降低摩擦系数。摩擦副表面改性剂腐蚀作用较弱且加量少，仅对钻具表面进行改性，不会对钻具造成腐蚀性影响。而对钻井液的流变性、密度影响很小，且无荧光。本发明所得润滑剂在密度为2.0g/cm3的高密度浆中180℃老化后其极压润滑系数降低率大于80%，在密度为2.0g/cm3的饱和盐水浆中150℃老化后其极压润滑系数降低率大于80%，取得了优异的抗温抗盐性能。
具体实施方式
下面通过实施例详细描述本发明。
实施例1
在搅拌的状态下，将80份磺化油酸甲酯加入到反应釜中，升温至50℃，加入6份油酸搅拌30min后升温至95℃，接着加入6份硫化脂肪酸甲酯及2份亚甲基双二丁基二硫代氨基甲酸酯搅拌20min，最后加入3份乳化剂（乳化剂为非离子表面活性剂op-10和sp-80的混合物，质量混合比例为op-10：sp-80=2：3）及3份有机硅消泡剂边搅拌边冷却至室温，所得黑红色液体即为高密度钻井液用无荧光抗温抗盐极压润滑剂。
实施例2
在搅拌的状态下，将82份磺化油酸甲酯加入到反应釜中，升温至60℃，加入5份油酸搅拌30min后升温至100℃，接着加入5份硫化脂肪酸甲酯及3份亚甲基双二丁基二硫代氨基甲酸酯搅拌20min，最后加入3份乳化剂（乳化剂为非离子表面活性剂op-10和sp-80的混合物，质量混合比例为op-10：sp-80=2：3）及2份有机硅消泡剂边搅拌边冷却至室温，所得黑红色液体即为高密度钻井液用无荧光抗温抗盐极压润滑剂。
实施例3
在搅拌的状态下，将82份磺化油酸甲酯加入到反应釜中，升温至95℃，加入5份油酸搅拌30min后升温至100℃，加入5份硫化脂肪酸甲酯及3份亚甲基双二丁基二硫代氨基甲酸酯搅拌20min，加入3份乳化剂（乳化剂为非离子表面活性剂op-10和sp-80的混合物，质量混合比例为op-10：sp-80=2：3）及2份有机硅消泡剂边搅拌边冷却至室温，所得黑红色液体即为高密度钻井液用无荧光抗温抗盐极压润滑剂。
对各实施例1得到的润滑剂进行最终的性能评价试验，评价了其在高密度淡水浆及高密度饱和盐水浆高温前后的流变性及润滑性能，并采用地质荧光测定仪测定各实施例的荧光性能，测定结果见表1、表2和表3。
表1：各实施例润滑剂在高密度浆中的性能测定
注：（1）高密度基浆：5%钠土+1%spnh+重晶石粉，密度为2.0g/cm3；
（2）润滑剂用量为高密度浆体积的4%。
表2：各实施例润滑剂在高密度浆饱和盐水浆中的性能测定
注：（1）高密度饱和盐水浆：2%钠土+0.5%smp-i+30%nacl++重晶石粉，密度为2.0g/cm3；
（2）润滑剂用量为高密度浆体积的4%。
表3：各实施例的荧光性能测定
以上所述，仅是本发明的典型实施例，本领域的技术人员均可能利用上述阐述的技术方案对本发明加以修改或将其修改为等同的技术方案。因此，依据本发明的技术方案所进行的任何简单修改或等同置换，尽属于本发明要求保护的范围。