一种油基钻井液用增粘乳化剂及其制备方法.pdf

本发明公开了一种油基钻井液用增粘乳化剂及其制备方法，属于钻井液用乳化剂领域，乳化剂包括以下组分，各组分及其重量百分比为：聚乙烯衍生物10％～20％，低密度聚戊二烯10％～20％，脂肪酸甘油酯20％～30％，失水山梨酸脂肪酸酯30％～50％。制备方法包括以下步骤：反应釜中加入聚乙烯衍生物和低密度聚戊二烯粉末，调节反应釜温度在45±5℃范围内，充分搅拌样品，并缓慢加入脂肪酸甘油酯，待混合均匀后再缓慢加入失水山梨醇脂肪酸酯，搅拌3至4小时后放出样品即可。本发明针对性的开展无有机土油基钻井液体系，有效地解决油基泥浆乳化稳定性不高、悬浮能力较差、抗温稳定性较差、储层伤害、油基钻井液油水比较高等难题。

1.一种油基钻井液用增粘乳化剂，其特征在于包括以下组分，各组分及其重量百分比为：聚乙烯衍生物，10%~20%低密度聚戊二烯，10%~20%脂肪酸甘油酯，20%~30%失水山梨酸脂肪酸酯，30%~50%；所述聚乙烯衍生物为聚乙烯蜡，所述脂肪酸甘油酯为双硬脂酸甘油酯和/或双油酸甘油酯，所述失水山梨醇脂肪酸酯为失水山梨醇单硬酯酸酯和/或失水山梨醇单油酸酯。 2.如权利要求1所述的油基钻井液用增粘乳化剂，其特征在于：所述聚乙烯蜡为数均分子量4000~5000的200目粉末。 3.如权利要求1所述的油基钻井液用增粘乳化剂，其特征在于：所述低密度聚戊二烯为数均分子量6000~8000的200目粉末。 4.如权利要求1所述的油基钻井液用增粘乳化剂，其特征在于各组分及其重量百分比为：聚乙烯蜡，15%~20%低密度聚戊二烯，15%~20%脂肪酸甘油酯，20%~25%失水山梨醇脂肪酸酯，40%~45%。 5.如权利要求1所述的油基钻井液用增粘乳化剂，其特征在于各组分及其重量百分比为：聚乙烯蜡19％；低密度聚戊二烯18％；双硬脂酸甘油酯23％；失水山梨醇单硬酯酸酯40％。 6.如权利要求1至5中任一权利要求中所述的油基钻井液用增粘乳化剂的制备方法，其特征在于包括以下步骤：反应釜中加入聚乙烯蜡和低密度聚戊二烯粉末，调节反应釜温度在45±5℃范围内，充分搅拌样品，并缓慢加入脂肪酸甘油酯，待混合均匀后再缓慢加入失水山梨醇脂肪酸酯，搅拌3~4小时后放出样品即可。

技术领域

本发明属于石油工业钻井工程中钻井液用乳化剂领域，尤其涉及油基钻井液用乳化剂。

背景技术

近年来，随着水平井、工艺井、欠平衡井数量增加，钻井难度越来越大，现有水基钻井液技术在很多情况下已无法满足安全顺利钻井需要。页岩气等非常规天然气资源正成为开发热点，且页岩的主要特点是易垮塌，常规水基钻井液不能有效解决页岩气探井及开发井钻井过程中的井眼坍塌难题。油基钻井液具有较强的防塌抑制性、抗高温性、润滑性和良好的储层保护性能，因而逐渐受到了人们的重视。

但目前国内油基钻井液还在起步阶段，无论是技术水平还是应用方面都与国外差距很大。在处理剂方面，国内缺乏高性能油基钻井液处理剂，特别是高温高效乳化剂、增粘剂等配套处理剂。在储层保护方面，国外已经使用无有机土油基泥浆体系，该体系不采用有机土控制油基钻井液粘切和稳定性，有效防止了有机土亚微米粒子对低渗储层的伤害。而国内目前暂无无有机土油基钻井液体系，其中的一个重要原因是无有效的增粘乳化剂能替代有机土的作用。

油基钻井液用乳化剂主要为HLB值在3-6之间的油溶性表面活性剂。这类乳化剂均需要在有机土作用下，提高基础油相的液相粘度。如中国专利申请号：201310334083.3，涉及一种新型抗高温油包水钻井液用乳化剂。该乳化剂包括主乳化剂DQGC和辅助乳化剂DQNS，其中DQGC为Gemini双子季铵盐类表面活性剂，DQNS为酰胺类表面活性剂。该新型抗高温油包水钻井液用乳化剂，能够获得较好的亲油亲水能力，增强乳化能力，提高油包水钻井液的稳定性。

但这类乳化剂存在以下缺陷：

第一，必须在加入有机土的情况下，才能乳化和配置油基钻井液体系，不能实现高效保护油气层的油包水油基钻井液体系；

第二，国内用于油基钻井液的抗温有机土产品不成熟，且对乳化剂的选择性较高，处理剂间的配伍性较差，因而大大限制了该乳化剂的使用；

第三，在油相粘度较低情况下，乳化剂的抗温乳化稳定性较差，不能实现低油水比油基钻井液体系。

第四，所配制的无有机土油基钻井液体系不能有效悬浮钻屑和加重材料。

发明内容

本发明的目的在于针对现有乳化剂存在的缺陷，提供一种油基钻井液用增粘乳化剂。该乳化剂能增加油基钻井液液相粘度，提高油基泥浆的悬浮稳定性，提高油基钻井液携砂性能，有效替代有机土，同时防止有机土亚微米粒子对储层的损害，实现石油天然气的高效开采。此外，该乳化剂还具有优良的乳化和抗温性能。

本发明目的通过下述技术方案来实现：

一种油基钻井液用增粘乳化剂，包括以下组分，各组分及其重量百分比为：

聚乙烯衍生物，10％～20％；

低密度聚戊二烯，10％～20％；

脂肪酸甘油酯，20％～30％；

失水山梨醇脂肪酸酯，30％～50％。

作为选择，上述组分中，所述聚乙烯衍生物为聚乙烯蜡。聚乙烯蜡为数均分子量4000～5000的200目粉末，其结构式为：

作为选择，所述低密度聚戊二烯为数均分子量6000～8000的200目粉末，其结构式为：

作为选择，所述脂肪酸甘油酯为双硬脂酸甘油酯和/或双油酸甘油酯，其结构式为：

R＝——(CH2)16CH3或——(CH2)7CH＝CH(CH2)7CH3

作为选择，所述失水山梨醇脂肪酸酯为失水山梨醇单硬酯酸酯和/或失水山梨醇单油酸酯，其结构式为：

R＝——(CH2)16CH3或——(CH2)7CH＝CH(CH2)7CH3

作为选择，一种油基钻井液用增粘乳化剂，包括以下组分，各组分及其重量百分比为：

聚乙烯衍生物，15％～20％

低密度聚戊二烯，15％～20％

脂肪酸甘油酯，20％～25％

失水山梨醇脂肪酸酯，40％～45％。

作为进一步选择，各组分及其重量百分比为：

聚乙烯蜡 19％；

低密度聚戊二烯 18％；

双硬脂酸甘油酯 23％；

失水山梨醇单硬酯酸酯 40％。

作为另一进一步选择，各组分及其重量百分比为：

聚乙烯蜡 18％；

低密度聚戊二烯 15％；

双油酸甘油酯 24％；

失水山梨醇单硬酯酸酯 43％。

作为另一进一步选择，各组分及其重量百分比为：

聚乙烯蜡 20％；

低密度聚戊二烯 17％；

双硬脂酸甘油酯 23％；

失水山梨醇单油酸酯 40％。

作为另一进一步选择，各组分及其重量百分比为：

聚乙烯蜡 18％；

低密度聚戊二烯 16％；

双硬脂酸甘油酯 21％；

失水山梨醇单油酸酯 45％。

一种上述油基钻井液用增粘乳化剂的制备方法，包括以下步骤：

向反应釜中加入聚乙烯蜡和低密度聚戊二烯粉末，调节反应釜温度在45±5℃范围内，充分搅拌样品，并缓慢加入脂肪酸甘油酯，待混合均匀后再缓慢加入失水山梨醇脂肪酸酯，搅拌3～4小时后放出样品即可。

上述方案中，打破了常规油基钻井液用乳化剂仅由表面活性剂组成的定律，即向表面活性剂中新引入聚烯烃类物质，从而配制出了一种新型增粘乳化剂。其中，引入聚乙烯蜡及低密度聚戊二烯的主要目的是为了增强油相粘度，提高体系的悬浮能力，从而取代有机土。聚乙烯蜡是一种低分子量(数均分子量为4000～5000)的乙烯基聚合物。由于其几乎完全由碳氢两种元素构成，使其具有低极性，容易溶解在非极性的油基钻井液基油中，比如柴油、白油。其完全的非极性分子结构使其聚合物分子的链束可以在溶剂中完全伸展，从而增大流变学体积，从而起到一定的增黏作用。此外，非极性的分子基团之间具有缔合作用，使其分子内部和分子之间形成空间网络结构。这些空间网络结构使溶液具有一定的触变性，同时还可以束缚一定量的溶剂，从而起到增黏切的作用。而低密度聚戊二烯是一种数均分子量在6000～8000的有机聚合物，其增黏机理与聚乙烯蜡基本一致。不同之处在于，其大量的非极性分子支链使其具有比聚乙烯蜡更大的流变学体积，更能提高油相粘度，另一方面，其大量的支链使得该聚合物分子间所形成的空间网络结构更加致密，使溶液触变性更强，束缚的自由油量更多，增粘效果更加明显。当聚乙烯蜡与低密度聚戊二烯混合使用，使两种分子之间产生缔合作用，可以形成更加复杂、致密的空间网络结构，从而进一步提高溶液的触变性与粘度。这种空间网络结构可以有效提高油基钻井液的静切力与结构粘度，从而起到悬浮加重材料和钻屑的作用。

此外，由于聚乙烯蜡及低密度聚戊二烯的分子主链均主要为高键能的C-C键，一般情况下，C-C键可以在200℃的高温下保持稳定。因此，聚乙烯蜡和低密度聚戊二烯这两种组分具有很好的抗温性能。

乳化剂组分中引入脂肪酸甘油酯和失水山梨醇脂肪酸酯主要是为了提高乳化能力。脂肪酸甘油酯由于只具有未反应的少量羟基和亲水性较弱的酯基团，其HLB值很低，非常适合作油包水乳状液的乳化剂。此外，其亲水头基上连有两个疏水长碳链，形成了具有较高表面活性的“双子表面活性剂”结构。这种分子结构与普通有机酸乳化剂所形成的“楔子”结构相比，具有更大的空间结构和流变学体积，稳固性也更好，使脂肪酸甘油酯在油水界面上所形成的分子膜更厚，粘度和强度更大，乳化性能更好。脂肪酸甘油酯与失水山梨醇脂肪酸酯共同作用，更加有效地提高了乳状液的稳定性。此外，在水滴外围，脂肪酸甘油酯、失水山梨醇脂肪酸酯与聚乙烯蜡、低密度聚戊二烯中的亲油基团之间也可以缔合，形成一定的空间网络结构，提高油包水乳状液的触变性和静切力。通过四种组分的协同作用，可以使所形成的油包水钻井液在无土相的情况下同时具有良好的乳化稳定性和悬浮性能。

由于酯类物质在酸碱等环境下容易发生水解，从而导致酯类物质的降解。而脂肪酸甘油酯和失水山梨醇脂肪酸酯作为油溶性的表面活性剂，主要溶解于非极性的基油中，所以在油基钻井液中抗温超过150℃。

本发明的有益效果：针对性的开展无有机土油基钻井液体系，有效地解决油基泥浆乳化稳定性不高、悬浮能力较差、抗温稳定性较差、储层伤害、油基钻井液油水比较高等难题：

1.有效提高油基钻井液粘度，实现可调配无有机土油基钻井液体系。

2.提高油基钻井液乳化剂的乳化能力，有效降低油基钻井液油水比。

3.提高油包水油基钻井液乳化稳定性。

4.提高油基钻井液的抗温稳定性，抗温能力大于150℃。

5.提高油基钻井液的悬浮稳定性，实现无有机土油基钻井液密度可加重至2.20g/cm3以上(重晶石加重)。

具体实施方式

下列非限制性实施例用于说明本发明。

实施例1～4中对钻井液性能测试时采用的是“油基钻井液现场测试程序”(GB/T16782-1997)中的实验方法。

实施例1：

向反应釜中加入15％数均分子量为4000的200目聚乙烯蜡和15％数均分子量为6000的200目低密度聚戊二烯，调节反应釜温度在45±5℃范围内，充分搅拌样品，并缓慢加入25％双硬脂酸甘油酯，待混合均匀后再缓慢加入45％失水山梨醇单硬酯酸酯，搅拌3～4小时后放出样品，即可得增粘乳化剂样品1。

采用实验配方1：350ml0#柴油+0.7％YD-封堵剂-1(高速搅拌20min)+3％增粘乳化剂样品1(高速搅拌20min)+1.5％石灰(高速搅拌30min)+150ml25％盐水(高速搅拌30min)+3％CaCO3-8000(高速搅拌10min)+0.8％YD-润湿-1(高速搅拌10min)+1％沥青-140(高速搅拌20min)+0.5％MC-1250(高速搅拌30min)+重晶石(高速搅拌20min)(ρ＝2.2g/cm3)，配制油基钻井液体系，测定该钻井液的性能，实验结果如表1所示。

表1配方1所配制的油基钻井液体系性能

钻井液性能性能参数 测定值 油水比 7:3 悬浮稳定性,g/cm3 0.01

PV，(mPa·s) 58 GEL，Pa 4.0/7.5 Φ3 7 ES,V 610

由表1可以看出，增粘乳化剂样品1能在3％加量条件下成功配制了密度为2.2g/cm3的无有机土油基钻井液体系。该油基钻井液体系为低油水比体系，并且在150℃下热滚16h后的粘切适中，悬浮稳定性和电稳定性都很好，充分说明了本发明增粘乳化剂可实现无有机土油基钻井液的调配，并解决油基钻井液乳化稳定性不高、悬浮能力较差、抗温稳定性较差、储层伤害、油基钻井液油水比较高等难题。

实施例2：

向反应釜中加入18％数均分子量为4500的200目聚乙烯蜡和18％数均分子量为7000的200目低密度聚戊二烯，调节反应釜温度在45±5℃范围内，充分搅拌样品，并缓慢加入20％双油酸甘油酯，待混合均匀后再缓慢加入44％失水山梨醇单油酸酯，搅拌3～4小时后放出样品，即可得增粘乳化剂样品2。

采用实验配方2：350ml0#柴油+0.7％YD-封堵剂-1(高速搅拌20min)+3％增粘乳化剂样品2(高速搅拌20min)+1.5％石灰(高速搅拌30min)+150ml25％盐水(高速搅拌30min)+3％CaCO3-8000(高速搅拌10min)+0.8％YD-润湿-1(高速搅拌10min)+1％沥青-140(高速搅拌20min)+0.5％MC-1250(高速搅拌30min)+重晶石(高速搅拌20min)(ρ＝2.2g/cm3)，配制油基钻井液体系，测定该钻井液的性能，实验结果如表2所示。

表2配方2所配制的油基钻井液体系性能

钻井液性能性能参数 测定值 油水比 7:3 悬浮稳定性,g/cm3 0.01 PV，(mPa·s) 56 GEL，Pa 4.5/8.0 Φ3 8 ES,V 664

由表2可以看出，增粘乳化剂样品2能在3％加量条件下成功配制了密度为2.2g/cm3的无有机土油基钻井液体系。该油基钻井液体系为低油水比体系，并且在150℃下热滚16h后的粘切适中，悬浮稳定性和电稳定性都很好，充分说明了本发明增粘乳化剂可实现无有机土油基钻井液的调配，并解决油基钻井液乳化稳定性不高、悬浮能力较差、抗温稳定性较差、储层伤害、油基钻井液油水比较高等难题。

实施例3：

向反应釜中加入20％数均分子量为5000的200目聚乙烯蜡和20％数均分子量为8000的200目低密度聚戊二烯，调节反应釜温度在45±5℃范围内，充分搅拌样品，并缓慢加入20％双油酸甘油酯，待混合均匀后再缓慢加入40％失水山梨醇单油酸酯，搅拌3～4小时后放出样品，即可得增粘乳化剂样品3。

采用实验配方3：350ml0#柴油+0.7％YD-封堵剂-1(高速搅拌20min)+3％增粘乳化剂样品3(高速搅拌20min)+1.5％石灰(高速搅拌30min)+150ml25％盐水(高速搅拌30min)+3％CaCO3-8000(高速搅拌10min)+0.8％YD-润湿-1(高速搅拌10min)+1％沥青-140(高速搅拌20min)+0.5％MC-1250(高速搅拌30min)+重晶石(高速搅拌20min)(ρ＝2.2g/cm3)，配制油基钻井液体系，测定该钻井液的性能，实验结果如表3所示。

表3配方3所配制的油基钻井液体系性能

钻井液性能性能参数 测定值 油水比 7:3 悬浮稳定性,g/cm3 0.01 PV，(mPa·s) 59 GEL，Pa 4.0/8.0 Φ3 8 ES,V 629

由表3可以看出，增粘乳化剂样品3能在3％加量条件下成功配制了密度为2.2g/cm3的无有机土油基钻井液体系。该油基钻井液体系为低油水比体系，并且在150℃下热滚16h后的粘切适中，悬浮稳定性和电稳定性都很好，充分说明了本发明增粘乳化剂可实现无有机土油基钻井液的调配，并解决油基钻井液乳化稳定性不高、悬浮能力较差、抗温稳定性较差、储层伤害、油基钻井液油水比较高等难题。

实施例4：

向反应釜中加入20％数均分子量为5000的200目聚乙烯蜡和20％数均分子量为8000的200目低密度聚戊二烯，调节反应釜温度在45±5℃范围内，充分搅拌样品，并缓慢加入22％双油酸甘油酯，待混合均匀后再缓慢加入38％失水山梨醇单油酸酯，搅拌3～4小时后放出样品，即可得增粘乳化剂样品4。

采用实验配方4：350ml0#柴油+0.7％YD-封堵剂-1(高速搅拌20min)+3％增粘乳化剂样品4(高速搅拌20min)+1.5％石灰(高速搅拌30min)+150ml25％盐水(高速搅拌30min)+3％CaCO3-8000(高速搅拌10min)+0.8％YD-润湿-1(高速搅拌10min)+1％沥青-140(高速搅拌20min)+0.5％MC-1250(高速搅拌30min)+重晶石(高速搅拌20min)(ρ＝2.2g/cm3)，配制油基钻井液体系，测定该钻井液的性能，实验结果如表4所示。

表4配方4所配制的油基钻井液体系性能

钻井液性能性能参数 测定值 油水比 7:3 悬浮稳定性,g/cm3 0.01 PV，(mPa·s) 59 GEL，Pa 4.5/7.5 Φ3 7 ES,V 648

由表4可以看出，增粘乳化剂样品4能在3％加量条件下成功配制了密度为2.2g/cm3的无有机土油基钻井液体系。该油基钻井液体系为低油水比体系，并且在150℃下热滚16h后的粘切适中，悬浮稳定性和电稳定性都很好，充分说明了本发明增粘乳化剂可实现无有机土油基钻井液的调配，并解决油基钻井液乳化稳定性不高、悬浮能力较差、抗温稳定性较差、储层伤害、油基钻井液油水比较高等难题。