页岩气地层疏水强封堵水基钻井液的制作方法

1.本发明涉及油气井的钻井技术，具体涉及一种适用于页岩气地层的页岩气地层疏水强封堵高性能水基钻井液。


背景技术：

2.我国能源需求逐年加大，油气对外依存度不断提高，能源形势极其严峻。我国页岩油气资源丰富，页岩油气的高效开发对缓解我国能源现状至关重要。目前，我国页岩油气的开发多用油基钻井液钻井水平井，但油基钻井液的高成本和环境不友好等问题难以解决。而常规水基钻井液则易出现泥页岩井壁失稳、井壁垮塌及高摩阻等问题，严重制约着页岩油气的钻探及开发。国内外学者针对水基钻井液开发页岩气的技术问题展开了一系列研究，并取得了一定的成果。cn 106833564 a公开了一种适用于页岩气地层长水平井的水基钻井液，满足低滤失、高润滑、强抑制等需求，但其抗温性能仅达100℃；cn 105969323 a公开了一种抗温150℃的的适用于页岩气水平井的水基钻井液，但其添加剂种类繁多且抑制页岩膨胀率较差，较清水降低仅约55％。


技术实现要素：

3.本发明所要解决的技术问题是，提供一种能满足抑制黏土水化、低润滑系数要求，适用于页岩气地层的疏水强封堵水基钻井液。
4.本发明的技术方案如下：
5.一种页岩气地层疏水强封堵水基钻井液，由质量份原料，水100份，钠基膨润土2-4份，降滤失剂1-3份，纳米疏水抑制剂1-3份，耐温极压润滑剂0.5-3份制备而成。
6.根据本发明，优选的，所述的降滤失剂为市售改性淀粉、磺化酚醛树脂、改性纤维素、dsp-1、dsp-2中的一种或两种。
7.根据本发明，优选的，所述的纳米疏水抑制剂的制备方法为，
8.1)称取质量分数5-15份丙烯酰胺、1-5份二甲基二烯丙基氯化铵、1-3份kh570改性二氧化硅、0.2-1.5份丙烯酸十六烷基酯及1-3份助分散剂分散到100份水中，持续搅拌。
9.2)将步骤1)获得的分散液转移至反应容器中，温度维持在65-75℃，持续搅拌并用氮气除氧30分钟。
10.3)向反应容器中加入0.2-0.5份过硫酸铵，在持续搅拌下恒温反应3-5h，全程通氮气。
11.4)将反应产物取出，用乙醇或丙酮洗涤2-3次，烘干粉碎后即得纳米疏水抑制剂。
12.优选的，kh570改性二氧化硅为市售kh570改性20nm二氧化硅。
13.根据本发明，优选的，所述的纳米疏水抑制剂的制备方法中的助分散剂，为十二烷基硫酸钠、十二烷基磺酸钠、十二烷基苯磺酸钠中的一种。
14.根据本发明，优选的，所述的润滑剂的制备方法为，
15.1)将质量分数100份蓖麻油酸加入反应釜中，搅拌状态下加入50-70份二乙醇胺，
在氮气保护下升温至150-160℃，恒温反应3-4h。
16.2)调整反应温度至70-80℃，加入0.5-2份二烷基二硫代磷酸钼，恒温反应2-3h后，冷却取出即得耐温极压润滑剂。
17.根据本发明，优选的，所述的疏水强封堵高性能水基钻井液，其制备方法为：
18.1)在搅拌状态下向100份水中加入2-4g钠基膨润土和占膨润土质量3％的无水碳酸钠，高速搅拌20min后静置水化24h，即得膨润土基浆。
19.2)在高速搅拌下向基浆中加入1-3降滤失剂，高速搅拌20min，再加入1-3份纳米疏水抑制剂，高速搅拌20min，再加入0.5-3份耐温极压润滑剂，高速搅拌20min，即制得疏水强封堵高性能水基钻井液。
20.优选的，所述高速搅拌为4000-6000r/min。
21.本发明的适用于高温高含盐地层的水基钻井液的工作原理及有益效果如下：
22.该钻井液由膨润土、降滤失剂、纳米疏水抑制剂和耐温极压润滑剂等多种配伍性良好的处理剂协同作用，保障了水基钻井液在页岩气地层高效钻井的的稳定性。本发明的降滤失剂为一般市售降滤失剂，其与黏土具有较好的协同作用，形成较为致密的泥饼从而有效减少钻井液中的水向地层渗透；纳米疏水抑制剂可以通过氢键、成键等物理化学作用吸附在井壁上，通过疏水成膜阻止水与地层接触与物理封堵相结合的方式，在降滤失剂的作用基础上进一步阻止水向地层渗透、阻止泥页岩渗透水化膨胀，并通过吸附成膜作用维持井壁稳定；耐温极压润滑剂的加入，可有效降低钻井液与井壁、钻井液与钻具、钻具与井壁之间的摩擦，降低摩擦损耗、提高钻井效率。多种处理剂的协同作用下，有效解决了水平井钻探页岩气地层中泥页岩水化膨胀及高摩阻的问题，保障了水基钻井液钻探页岩气地层的安全高效性。
具体实施方式
23.制备例1：
24.1)称取质量分数10份丙烯酰胺、2份二甲基二烯丙基氯化铵、2份kh570改性二氧化硅、0.2份丙烯酸十六烷基酯及1份助分散剂分散到100份水中，持续搅拌。
25.2)将1)分散液转移至反应容器中，温度维持在70℃，持续搅拌并用氮气除氧30分钟。
26.3)向反应容器中加入0.5份过硫酸铵，在持续搅拌下恒温反应4h，全程通氮气。
27.4)将反应产物取出，用乙醇或丙酮洗涤3次，烘干粉碎后即得纳米疏水抑制剂a1。
28.制备例2：
29.1)称取质量分数10份丙烯酰胺、3份二甲基二烯丙基氯化铵、2份kh570改性二氧化硅、1份丙烯酸十六烷基酯及3份助分散剂分散到100份水中，持续搅拌。
30.2)将1)分散液转移至反应容器中，温度维持在70℃，持续搅拌并用氮气除氧30分钟。
31.3)向反应容器中加入0.5份过硫酸铵，在持续搅拌下恒温反应4h，全程通氮气。
32.4)将反应产物取出，用乙醇或丙酮洗涤3次，烘干粉碎后即得纳米疏水抑制剂a2。
33.制备例3：
34.1)称取质量分数15份丙烯酰胺、3份二甲基二烯丙基氯化铵、2份kh570改性二氧化
硅、1份丙烯酸十六烷基酯及2份助分散剂分散到100份水中，持续搅拌。
35.2)将1)分散液转移至反应容器中，温度维持在50℃，持续搅拌并用氮气除氧30分钟。
36.3)向反应容器中加入0.5份过硫酸铵，在持续搅拌下恒温反应5h，全程通氮气。
37.4)将反应产物取出，用乙醇或丙酮洗涤3次，烘干粉碎后即得纳米疏水抑制剂a3。
38.制备例4：
39.1)将质量分数100份蓖麻油酸加入反应釜中，搅拌状态下加入70份二乙醇胺，在氮气保护下升温至155℃，恒温反应3h。
40.2)调整反应温度至75℃，加入1份二烷基二硫代磷酸钼，恒温反应3h后，冷却取出即得耐温极压润滑剂b1。
41.制备例5：
42.1)将质量分数100份蓖麻油酸加入反应釜中，搅拌状态下加入60份二乙醇胺，在氮气保护下升温至155℃，恒温反应3h。
43.2)调整反应温度至75℃，加入1.5份二烷基二硫代磷酸钼，恒温反应3h后，冷却取出即得耐温极压润滑剂b2。
44.制备例6
45.在搅拌状态下向100份水中加入4g钠基膨润土和0.12g无水碳酸钠，高速搅拌20min后静置水化24h，即得膨润土基浆。
46.实施例1
47.在高速搅拌下向基浆中加入1份dsp-1，高速搅拌20min，再加入2份纳米疏水抑制剂a1，高速搅拌20min，再加入1份耐温极压润滑剂b1，高速搅拌20min，即制得疏水强封堵高性能水基钻井液f1。
48.实施例2
49.在高速搅拌下向基浆中加入1份dsp-1，高速搅拌20min，再加入2份纳米疏水抑制剂a2，高速搅拌20min，再加入1份耐温极压润滑剂b2，高速搅拌20min，即制得疏水强封堵高性能水基钻井液f2。
50.实施例3
51.在高速搅拌下向基浆中加入1份dsp-1，高速搅拌20min，再加入2份纳米疏水抑制剂a3，高速搅拌20min，再加入1份耐温极压润滑剂b1，高速搅拌20min，即制得疏水强封堵高性能水基钻井液f3。
52.实施例4
53.在高速搅拌下向基浆中加入2份dsp-1，高速搅拌20min，再加入3份纳米疏水抑制剂，高速搅拌20min，再加入2份耐温极压润滑剂，高速搅拌20min，即制得疏水强封堵高性能水基钻井液f4。
54.实施例5
55.在高速搅拌下向基浆中加入2份改定淀粉，高速搅拌20min，再加入2份纳米疏水抑制剂，高速搅拌20min，再加入1份耐温极压润滑剂，高速搅拌20min，即制得疏水强封堵高性能水基钻井液f5。
56.对比实施例1
57.在高速搅拌下向基浆中加入1份dsp-1，高速搅拌20min，即制得水基钻井液df1。
58.对比实施例2
59.在高速搅拌下向基浆中加入1份dsp-1，高速搅拌20min，再加入2份纳米疏水抑制剂，高速搅拌20min，即制得水基钻井液df2。
60.对比实施例3
61.在高速搅拌下向基浆中加入1份dsp-1，高速搅拌20min，再加入1份耐温极压润滑剂，高速搅拌20min，即制得疏水强封堵高性能水基钻井液df3。
62.测试例1
63.将实施例钻井液f1-f5及对比实施例df1-df3分别装入老化罐中，在150℃下热滚16h后取出冷却至室温，再在5000rpm下搅拌20min，然后按照gb/t16783.1-2006分别测定上述钻井液的表观粘度(av，mpa.s)、塑性粘度(pv，mpa.s)、动切力(yp，pa)、中压api失水(fl
api
，ml)和高温高压失水(fl
hthp
，ml)，结果见表1
64.表1钻井液性能测试
[0065][0066]
通过150℃老化后钻井液性能对比测试可以看出，疏水强封堵高性能水基钻井液具有良好的流变和降滤失性能，所制备的纳米疏水抑制剂和耐温极压润滑剂与其他钻井液处理剂具有良好的协同效果。
[0067]
测试例2
[0068]
分别对实施例钻井液f1-f5及对比实施例钻井液df1-df3进行16h页岩膨胀率实验和150℃页岩滚动回收率实验。滚动回收率测试所用岩屑为四川龙马溪组泥页岩。页岩膨胀率实验所用岩样为自制膨润土岩样，制备方法为：将10.0g膨润土装入岩样制备模具中，在10.0mpa压力下压制5分钟制得。
[0069]
表2页岩膨胀率实验和滚动回收率实验表
[0070]
样品滚动回收率/％膨胀率/％清水13.566.4
f184.316.2f287.213.4f386.414.6f492.47.4f586.810.4df145.230.6df282.615.4df351.528.6
[0071]
该疏水强封堵高性能水基钻井液具有优异的抑制泥页岩水化膨胀和分散的能力，在150℃下保持较高的页岩滚动回收率，纳米疏水抑制剂在该钻井液中发挥了重要作用。
[0072]
测试例3
[0073]
利用极压润滑仪，分别对实施例钻井液f1-f5及对比实施例钻井液df1-df3进行150℃老化后的润滑系数测定，结果如表3所示。
[0074]
表3钻井液润滑系数
[0075][0076]
耐温极压润滑剂使该疏水强封堵高性能水基钻井液可以有效降低钻井液润滑系数，提高了钻井液的润滑性能，可以满足水平井钻井中低润滑系数的要求。
[0077]
综上所述，本发明的疏水强封堵高性能水基钻井液在150℃下具有优异的流变性能、降滤失性能、抑制泥页岩水化分散性能及润滑性能，可以满足页岩气地层钻井中钻井液的性能要求。
[0078]
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。
[0079]
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合，为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
[0080]
此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。