一种流型调节剂及一种油基钻井液的制作方法

本发明属于钻井液，特别涉及一种流型调节剂及一种油基钻井液。

背景技术：

1、海洋中的油气储量大且分布广泛，逐渐成为油气勘探开发的焦点。海洋深水钻井作业因为具有施工难度大、工艺技术要求高、综合投资成本巨大的特点而极具挑战。为了实现“安全、高效、经济、环保”的深水油气勘探开发目标，海洋深水钻井相关技术已成为油气勘探开发研发的热点，其中，海洋深水钻井液技术就是其中的重要一环。海洋深水钻井过程中会钻遇敏感性地层及低胶结性地层，易发生井壁失稳，同时泥线附近的低温高压环境很适合天然气水合物的生成容易产生管线堵塞而引发井下事故。在这样苛刻的环境下，即使具有强抑制性能的水基钻井液也不能完全满足钻井作业要求，油基钻井液因其自身固有的优点表现出了与海洋深水钻井良好的相容性，但油基钻井液的流变性受温度影响严重，在深水大温差环境下会发生剧烈变化由此引发当量循环密度(ecd)的大幅波动，在安全密度窗口窄的井段容易引发恶性事故。为解决这一问题，研究人员着手研发流变性随温度变化不敏感的恒流变油基钻井液体系。该技术在2000年左右开始起步，起初通过多种有机土和多种流型调节剂协同作用实现了4℃-65℃范围内的恒流变，然而配方复杂、流变性不稳定、抗温较差。随着技术进步，逐渐简化了配方，稳定了流变性，并普遍将恒流变温差范围拓宽至4℃-120℃。在未来，恒流变油基钻井液技术将向着更简单的配方、更稳定的流变性、更低的ecd方向发展，不添加有机土的无土相恒流变油基钻井液技术将成为重要的研究方向。

技术实现思路

1、本发明的目的在于提供一种受温度影响小、能够在不添加有机土情况下实现油基钻井液的恒流变性能的流型调节剂以及能够在不添加有机土情况下具有恒流变性能的油基钻井液。

2、为了解决上述问题，本发明提供了如下四方面的技术方案。

3、第一方面，本发明提供了一种流型调节剂，该流型调节剂包含组分a、组分b和组分c；其中，

4、所述组分a为含有由三聚脂肪酸提供的结构单元、由聚醚胺类化合物提供的结构单元和由脂肪酸二乙醇酰胺提供的结构单元的第一共聚物；

5、所述组分b为含有由纳米二氧化硅提供的结构单元、由含c＝c双键的硅烷偶联剂提供的结构单元、由甲基丙烯酸烷基酯类化合物提供的结构单元和由温敏单体提供的结构单元的第二共聚物；

6、所述组分c为醚类化合物。

7、本发明提供的流型调节剂是一种无土相恒流变流型调节剂，可以在无土相油基钻井液体系中构建恒流变性能，满足当前阶段海洋深水油气勘探开发应用需求。

8、根据第一方面的优选实施方式，所述三聚脂肪酸包含分子式如下所示的不饱和脂肪酸三聚体：

9、

10、根据第一方面的优选实施方式，所述聚醚胺类化合物为分子式如下所示的化合物：

11、

12、其中，n为2-40的整数；

13、为了获得对油基钻井液流变性具有更好调节作用的流型调节剂，进一步地，n为3-30的整数；更进一步地，n为4-10的整数。

14、根据第一方面的优选实施方式，脂肪酸二乙醇酰胺可以但不限于包括月桂酸二乙醇酰胺、椰油酸二乙醇酰胺、油酸二乙醇酰胺和妥尔油二乙醇酰胺中的一种或两种以上的组合。

15、根据第一方面的优选实施方式，组分a中的各个结构单元的占比可以在较宽范围内变动；进一步地，组分a中，由三聚脂肪酸提供的结构单元、由聚醚胺类化合物提供的结构单元和由脂肪酸二乙醇酰胺提供的结构单元的摩尔比为1:0.5-2:0.2-3；更进一步地，组分a中，由三聚脂肪酸提供的结构单元、由聚醚胺类化合物提供的结构单元和由脂肪酸二乙醇酰胺提供的结构单元的摩尔比为1:0.8-1.8:0.5-2；再进一步地，组分a中，由三聚脂肪酸提供的结构单元、由聚醚胺类化合物提供的结构单元和由脂肪酸二乙醇酰胺提供的结构单元的摩尔比为1:1-1.5:0.8-1.5。

16、根据第一方面的优选实施方式，作为组分a的第一共聚物能够采用包括以下步骤的制备方法制备得到：将三聚脂肪酸和聚醚胺类化合物进行第一缩聚反应，将第一缩聚反应的产物与脂肪酸二乙醇酰胺进行第二缩聚反应制备得到所述第一共聚物；

17、进一步地，所述第一缩聚反应的温度为120-180℃，所述第一缩聚反应的时间为1-8h；更进一步地，所述第一缩聚反应的温度为130-160℃，所述第一缩聚反应的时间为2-6h；

18、进一步地，所述第一缩聚反应在惰性气氛下进行；更进一步地，所述惰性气氛由氮气提供；

19、进一步地，为了促进第一缩聚反应的进行，所述第一缩聚反应在250-500r/min的搅拌条件下进行；

20、进一步地，为了使得第一缩聚反应更为充分地进行，在第一缩聚反应前，采取将聚醚胺类化合物引入至三聚脂肪酸中的方式来使得聚醚胺类化合物和三聚脂肪酸接触混合，并对聚醚胺类化合物的引入速率、引入温度、引入时的搅拌速度进行控制；更进一步地，以0.5-3ml/min的速率缓慢引入；更进一步地，引入的温度为90-110℃；更进一步地，引入在100-300r/min的搅拌速度下进行；

21、进一步地，所述第二缩聚反应的温度为130-220℃，所述第二缩聚反应的时间为1-4h；更进一步地，所述第二缩聚反应的温度为150-200℃，所述第二缩聚反应的时间为2-3h；

22、进一步地，为了促进第二缩聚反应的进行，所述第二缩聚反应在250-500r/min的搅拌条件下进行；

23、进一步地，为了操作方便且使得第二缩聚反应更为充分，在第二缩聚反应前，采取将脂肪酸二乙醇酰胺类化合物引入至第一缩聚反应的产物中的方式来使得脂肪酸二乙醇酰胺类化合物和第一缩聚反应的产物接触混合，并对脂肪酸二乙醇酰胺类化合物的引入速率、引入温度、引入时的搅拌速度进行控制；更进一步地，以1-2ml/min的速率缓慢引入；更进一步地，引入的温度为70-100℃；更进一步地，引入在100-300r/min的搅拌速度下进行。

24、根据第一方面的优选实施方式，所述纳米二氧化硅的粒径为30-300nm；

25、为了获得对油基钻井液流变性具有更好调节作用的流型调节剂，进一步地，所述纳米二氧化硅的粒径为40-150nm；更进一步地，所述纳米二氧化硅的粒径为50-100nm。

26、根据第一方面的优选实施方式，所述含c＝c双键的硅烷偶联剂可以但不限于包括乙烯基三甲氧基硅烷、乙烯基三乙氧基硅烷、γ-(甲基丙烯酰氧)丙基三甲氧基硅烷和乙烯基三(b-甲氧基乙氧基)硅烷中的一种或两种以上的组合。

27、根据第一方面的优选实施方式，所述甲基丙烯酸烷基酯类化合物为分子式如下所示的化合物：

28、cmh2m-2o2

29、其中，m为5-25的整数；

30、为了获得对油基钻井液流变性具有更好调节作用的流型调节剂，进一步地，m为6-22的整数；更进一步地，m为8-20的整数。

31、根据第一方面的优选实施方式，所述温敏单体可以但不限于包括n-异丙基丙烯酰胺、n-乙烯基己内酰胺和n,n-二乙基丙烯酰胺中的一种或两种以上的组合。

32、根据第一方面的优选实施方式，组分b中的各个结构单元的占比可以在较宽范围内变动；进一步地，组分b中，由纳米二氧化硅提供的结构单元、由含c＝c双键的硅烷偶联剂提供的结构单元、由甲基丙烯酸烷基酯提供的结构单元和由温敏单体提供的结构单元的摩尔比为1:0.05-1:0.5-3:0.5-6；更进一步地，由纳米二氧化硅提供的结构单元、由含c＝c双键的硅烷偶联剂提供的结构单元、由甲基丙烯酸烷基酯提供的结构单元和由温敏单体提供的结构单元的摩尔比为1:0.1-0.7:0.8-2.5:1-4；再进一步地，由纳米二氧化硅提供的结构单元、由含c＝c双键的硅烷偶联剂提供的结构单元、由甲基丙烯酸烷基酯提供的结构单元和由温敏单体提供的结构单元的摩尔比为1:0.2-0.5:1-2:1.5-3。

33、根据第一方面的优选实施方式，作为组分b的第二共聚物能够采用包括以下步骤的制备方法制备得到：将纳米二氧化硅和含c＝c双键的硅烷偶联剂进行第一接触反应，将第一接触反应的产物与甲基丙烯酸烷基脂及温敏单体进行第一共聚反应得到所述第二共聚物。

34、进一步地，所述第一接触反应的温度为40-80℃，所述第一接触反应的时间为2-10h；更进一步地，所述第一接触反应的温度为50-70℃，所述第一接触反应的时间为3-9h；

35、进一步地，为了使得反应更为充分地进行，所述第一接触反应在醇、水混合溶剂中进行；更进一步地，醇可以但不限于包括乙醇、丙醇和异丙醇中的一种或两种以上的组合；更进一步地，醇、水混合溶剂中醇与水体积比为9:1-1:9，优选为7:3-3:7，更优选为6:4-4:6；

36、进一步地，所述第一共聚反应的温度为60-90℃，所述第一共聚反应的时间为3-12h；更进一步地，所述第一共聚反应的温度为70-80℃，所述第一共聚反应的时间为4-6h；

37、进一步地，为了使得反应更为充分地进行，所述第一共聚反应在添加引发剂条件下进行；更进一步地，所述引发剂可以但不限于包括偶氮二异丁腈、过硫酸钾和过硫酸铵中的一种或两种以上的组合；更进一步地，所述引发剂与纳米二氧化硅的摩尔比为1:0.01-0.08，优选为1:0.02-0.06，更优选为1:0.03-0.05；更进一步地，为了操作方便且使得第一共聚反应更为充分，在第一共聚反应前，所述引发剂配制成水溶液后以引发剂水溶液的形式引入反应体系中，并控制引发剂水溶液的引入速率、引入温度以及引入过程中的搅拌速度，优选以0.3-0.5ml/min的速率缓慢引入，优选引入温度为70-80℃，优选在100-300r/min的搅拌条件下进行进入；

38、进一步地，为了使得反应更为充分地进行，所述第一共聚反应在50-200r/min的搅拌条件下进行；

39、进一步地，为了操作方便且使得第一共聚反应更为充分，所述第一接触反应结束后所得第一接触反应的产物无需提纯(保留分散体系状态)，直接向第一接触反应的产物中加入甲基丙烯酸烷基酯、温敏单体和可选择地引发剂进行后续的第一共聚反应；

40、进一步地，第一共聚反应在惰性气氛下进行；更进一步地，所述惰性气氛由氮气提供；

41、进一步地，为了促进第一共聚反应的进行，第一共聚反应在200-300r/min的搅拌条件下进行。

42、根据第一方面的优选实施方式，所述醚类化合物可以但不限于包括ho-ch2ch2-o-(ch2)3-ch3、ho-ch2ch2o-ch2ch2-o-(ch2)3-ch3、ho-(ch2ch2o)2-ch2ch2-o-(ch2)3-ch3(即为三甘醇单丁醚)和ho-(ch2ch2o)3-ch2ch2-o-(ch2)3-ch3中的一种或两种以上的组合。

43、根据第一方面的优选实施方式，为了使得所述组分a、组分b和组分c获得更好的配合效果，所述组分a、组分b和组分c的重量比为100:70-180:30-150；进一步地，所述组分a、组分b和组分c的重量比为100:80-160:40-120；更进一步地，所述组分a、组分b和组分c的重量比为100:90-110:50-100。

44、第二方面，本发明提供了上述流型调节剂在油基钻井液中的应用。

45、根据第二方面的优选实施方式，所述油基钻井液为无土相油基钻井液。

46、第三方面，本发明提供了一种油基钻井液，其中，该油基钻井液包含上述流型调节剂。

47、根据第三方面的优选实施方式，所述油基钻井液为无土相油基钻井液。

48、第三方面，本发明提供了一种油基钻井液，其中，该油基钻井液包含上述流型调节剂和油水混合相；

49、其中，上述流型调节剂在油基钻井液中的用量可以在较宽范围内变动；进一地，相对于100重量份的油水混合相，所述流型调节剂的用量为0.5-3重量份；更进一步地，相对于100重量份的油水混合相，所述流型调节剂的用量为0.8-2.5重量份；再进一步地，相对于100重量份的油水混合相，所述流型调节剂的用量为1-2重量份；

50、进一步地，油水混合相中的油相可以由本领域常规采用的油相提供，例如可以为3#白油、气制油saraline185v和escaid110中的一种或两种以上的组合；

51、进一步地，油水混合相中的水相采用cacl2的水溶液(优选采用cacl2浓度为20-40重量％的cacl2的水溶液)；

52、进一步地，油基钻井液中的油水混合相中油相和水相的体积比为7-9:1-3。

53、根据第三方面的优选实施方式，油基钻井液还可以包含本领域常规采用的其它处理剂，例如乳化剂、碱度调节封堵剂、降滤失剂和加重剂等中的一种或两种以上的组合；上述处理剂及其用量都可以参照本领域常规的种类和用量进行选择，本发明对此并无特别的限定。

54、第四方面，本发明提供了上述油基钻井液在油气开采中的应用。

55、本发明提供了一种流型调节剂以及包含这种流型调节剂的油基钻井液(也可认为是一种油包水乳化钻井液)。本发明提供的流型调节剂将聚脂肪酸聚醚酰胺和二氧化硅温敏杂化共聚物等复合能够使得油基钻井液在4℃至150℃的大温度范围内保持动切力、低剪切速率粘度和静切力相对恒定，即所谓恒流变性，具有配方简单、流变性能稳定、抗温性好等优点。本发明提供的添加了特定流型调节剂的油基钻井液在4℃至150℃的大温度范围内保持动切力、低剪切速率粘度和静切力相对恒定，即所谓恒流变性，具有配方简单、流变性能稳定、抗温性好等优点。本发明提供的流型调节剂以及包含这种流型调节剂的油基钻井液能够满足现阶段海洋深水优快钻井的技术需求。