抗高温有机/无机杂化聚合物降滤失剂及制备方法

技术领域

本发明涉及钻井液领域，具体涉及一种水基钻井液抗高温有机/无机杂化聚合物降滤失剂及其制备方法。

背景技术

随着能源需求的不断加大，深层以及非常规油气藏勘探开发成为近年全球油气勘探开发的重点。深层油气藏因其埋藏深，井底温度高，导致井下漏失事故频发；非常规油气藏例如页岩油气藏，因泥页岩中含有水敏性黏土矿物，当与钻井液接触时，会引起泥页岩水化膨胀，使得中深层泥页岩的井壁稳定成为制约页岩气开采的瓶颈。因此，如何形成低渗透率的高质量滤饼，在减少钻井液滤失量的同时保证其具有抗高温性，成为钻井液用降滤失剂研制的重点。

目前国内外油田常用的抗高温降滤失剂主要为磺化类产品，如磺甲基酚醛树脂(SMP)和磺化褐煤树脂(SPNH)等，而磺化类降滤失剂对环境有污染，需进行废弃钻井液处理，增加了后处理成本，因此研制一种去磺化且具有抗高温、环保性的降滤失剂对深层以及非常规油气藏的开采具有重要意义。

发明内容

本发明的目的在于提供一种适用于深层页岩地层的水基钻井液抗高温有机/无机杂化聚合物降滤失剂及其制备方法，以解决现有技术中所存在的问题。

本发明目的之一是提供一种非磺化抗高温有机/无机杂化聚合物降滤失剂，是由丙烯酰胺(AM)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)3种有机单体和改性纳米二氧化硅1种无机单体，加入引发剂过硫酸铵和亚硫酸氢钠，利用自由基共聚反应生成的一种四元接枝共聚物。

所述的丙烯酰胺(AM)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)和N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)的质量比为(1～10):(1～7):(1～5)，优选(3～7):(1～5):(1～3)；改性纳米二氧化硅(M-SiO

本发明目的之二是提供所述聚合物降滤失剂的制备方法，可包括以下步骤：

(1)按比例将丙烯酰胺(AM)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)加入100mL去离子水中混合搅拌均匀，并调节溶液的pH值至9。

所述的丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵和N-乙烯基吡咯烷酮三种单体的质量比为5:4:3，总加量为溶液总体积的30％，调节pH值的试剂为氢氧化钠水溶液。

(2)按比例将改性纳米二氧化硅加入100mL去离子水中，并使用超声波分散仪超声分散25min，使改性纳米二氧化硅充分分散，制得改性纳米二氧化硅悬浮液。

所述的改性纳米二氧化硅为经KH570改性后的纳米二氧化硅，其粒径为20nm，比表面积为140.21m

(3)将步骤(1)中配置好的溶液转移至250mL三口烧瓶中，在氮气保护下加热，并加入10mL由步骤(2)中配置好的改性纳米二氧化硅悬浮液。

(4)升温至70℃，向步骤(3)中加入一定量的引发剂，搅拌反应7h，得乳白色粘稠液体。

所述的引发剂为过硫酸铵与亚硫酸氢钠，质量比为1:1，总用量为体系单体总质量的0.4％。

(5)将步骤(4)中所制得的初成品冷却至室温，然后放入真空干燥箱在65℃条件下干燥24h、研磨粉碎后制得水基钻井液用降滤失剂。

本发明所述的步骤(3)和步骤(4)整个反应过程中始终通氮排氧，以确保实验在无氧环境中进行。

本发明带来的有益效果是：

本发明提供一种水基钻井液用抗高温有机/无机杂化聚合物降滤失剂及制备方法，该降滤失剂制作方法简单；所用的丙烯酰胺(AM)、二甲基二烯丙基氯化铵(DMDAAC)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)及改性纳米二氧化硅4种反应单体均未含磺化基团，不具有污染性，对环境友好；且具有较理想的抗高温性，抗温可达210℃；在淡水基浆中具有较好的降滤失效果，在150℃～210℃条件下高温高压滤失量保持在21mL左右，降滤失效果优于油田常用磺化类抗高温降滤失剂。

附图说明

图1为场发射透射电子显微镜表征图像。

图2为红外光谱图。

具体实施方式

以下将结合具体的实施例，对本发明进行进一步详细描述。

本发明提供一种技术方案：

实施例1：

将18g丙烯酰胺、6mLN-乙烯基吡咯烷酮和6g二甲基二烯丙基氯化铵混合在100mL去离子水中，溶解并搅拌均匀，并加入氢氧化钠搅拌调节pH至9。取另一锥形瓶，向其加入100mL去离子水和0.5g改性纳米二氧化硅并使用超声波分散仪超声分散25min，制得改性纳米二氧化硅悬浮液。然后，将混合溶液转移至250mL三口烧瓶中，在氮气保护下加热，并加入10mL改性纳米二氧化硅悬浮液，升温至70℃，向三口烧瓶中加入0.6g过硫酸铵与0.6g亚硫酸氢钠，搅拌反应7h，得乳白色粘稠液体。将所制得的初成品冷却至室温，然后放入真空干燥箱在65℃条件下干燥24h、研磨粉碎后制得水基钻井液用降滤失剂。

实施例2

将18g丙烯酰胺、3mLN-乙烯基吡咯烷酮和9g二甲基二烯丙基氯化铵混合在100mL去离子水中，溶解并搅拌均匀，其余制备步骤均与实施例1完全相同。

实施例3

将15g丙烯酰胺、6mLN-乙烯基吡咯烷酮和9g二甲基二烯丙基氯化铵混合在100mL去离子水中，溶解并搅拌均匀，其余制备步骤均与实施例1完全相同。

实施例4

将12.5g丙烯酰胺、7.5mLN-乙烯基吡咯烷酮和10g二甲基二烯丙基氯化铵混合在100mL去离子水中，溶解并搅拌均匀，其余制备步骤均与实施例1完全相同，所制得降滤失剂如图1所示。

图2是按实施例4所制降滤失剂的红外光谱图

图2中，3440cm

实施例5

将12g丙烯酰胺、9mLN-乙烯基吡咯烷酮和9g二甲基二烯丙基氯化铵混合在100mL去离子水中，溶解并搅拌均匀，其余制备步骤均与实施例1完全相同。

实施例6

将12g丙烯酰胺、6mLN-乙烯基吡咯烷酮和12g二甲基二烯丙基氯化铵混合在100mL去离子水中，溶解并搅拌均匀，其余制备步骤均与实施例1完全相同。

实施例7

将9g丙烯酰胺、9mLN-乙烯基吡咯烷酮和12g二甲基二烯丙基氯化铵混合在100mL去离子水中，溶解并搅拌均匀，其余制备步骤均与实施例1完全相同。

对比例1

本对比例将实施例1-7所制的降滤失剂与目前油田常用的降滤失剂(SMP-I)、磺化褐煤树脂(SPNH)进行对比，目的在于进一步评价所制降滤失剂的降滤失效果。

常温中压流变降滤失性能评价

基浆组成：3000mL去离子水+120g钙膨润土+6g无水碳酸钠，高速搅拌25min，室温下养护24h。

样品测试：在基浆中加入2％实施例1-7中所制样品，在室温条件下测定其流变性能及降滤失量性能，其结果见表1。

表1降滤失剂流变性及降滤失量性能测定

由表1实验数据可知，基浆中加入2％不同实施例降滤失剂后，对基浆的流变性能均未产生较大影响，而滤失量均有不同程度地降低，其中实施例1-4所制样品降滤失效果最好。

高温高压降滤失性能评价

样品测试：将由表1中优选出来的4种样品与油田常用降滤失剂磺化酚醛树脂(SMP-I)、磺化褐煤树脂(SPNH)加入基浆中，在150℃高温条件下热滚16h后，测定其在150℃、3.5MPa条件下高温高压降滤失量性能，其结果见表2。

表2降滤失剂降滤失量性能测定

由表2实验数据可知，基浆中加入2％不同实施例降滤失剂在高温高压条件下可使基浆滤失量由72mL降低至21mL左右，而加入油田常用降滤失剂后的基浆滤失量降至38mL左右，说明油田常用降滤失剂与实施例1～4所制降滤失剂对降低基浆滤失量均有明显效果，其中实施例4中所制降滤失剂降滤失效果最显著。

抗温性能评价

样品测试：将由表2优选出的实施例4所制的降滤失剂加入基浆中，在160℃、180℃、200℃、210℃、220℃高温条件下热滚16h后，进行流变性能及高温高压滤失量测定，其流变性及滤失性见表3。

表3降滤失剂抗温性能测定

由表3实验数据可知，基浆中加入2％实施例4所制降滤失剂在160℃～210℃热滚16h条件下所测其高温高压滤失量保持在25mL左右，说明按实施例4所述制备方法所制备的降滤失剂具有良好的抗温性，抗温可达210℃，且降滤失效果好。

显然，本发明的上述实施例仅仅只是其中具有代表性的一部分，而并非全部实施例。对于所属领域的技术人员而言，可在上述实验方法的基础上继续进行改进创新，但未做出创新性改进而获得的所有其它实施例，均应在本发明的保护范围内。