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US 成膜原位聚合的水基钻井液 作者： 日期：2 个人收集整理 勿做商业用途US 7063176 成膜原位聚合的水基钻井液摘要：水基钻井液增加页岩地层稳定的方法，方法包括:将包括一种水溶液的钻井液输送到页岩层。第一反应物是一种水溶性单体，低聚物,或裸露酮，醛，或聚合物醛基或可转移至酮或醛官能团；第二反应物是经缩合反应的伯胺，二胺，或多胺与第一反应物形成的半溶解或沉淀的膜产品。发明背景在地下井的旋转钻井中要求钻井液具有很多功能和特性。钻井液应该在井下循环使用,从钻头下部携带钻屑、将钻屑运送至高于环面、并在表面完成分离.同时，钻井液应该能够冷却清洗钻头、减少钻柱和孔边磨擦、保持井壁露出部分的稳定。钻井液应形成薄而低渗透的滤饼，能够密封钻头渗入地层中的开孔,减少从渗透岩体多余地层流体的大量涌入.钻井液是根据其基础物质或主要的连续相分类。在油基钻井液,固体颗粒悬浮在油相中，水或盐水在油中乳化，这里油为连续相.在水基钻井液，固体颗粒悬浮在水或盐水中，油在水或盐水中乳化，这里水为连续相。油基钻井液在稳定 稳定水敏性页岩层一般比水基钻井液效果要好。然而，环境因素限制了油基钻井液的使用。因此,油基钻井液公司也逐渐致力于水基钻井液的研究.水基钻井液中常见以下三种类型的固体:（1）添加黏土和有机胶体,提供必须的粘度和过滤性能（2）能够增加钻井液密度的重矿物质（3)在钻井过程中能在钻井液中分散的固体。在钻井液中分散的固体一般是钻头工作产生的钻屑和井壁失稳产生的固体。当储层固体为膨胀的黏土矿物质，钻井液中任何一种类型固体的存在都将增加钻井时间和成本.黏土膨胀的机理很明显，黏土材料实际上是晶体，晶体结构决定其性质,一般具有薄片、云母结构。黏土薄片由一些晶体板面堆积而成。每一板称为一个单元层，单元层表面称为基底面。每个单元层由多层薄片组成，每层薄片称为八面体片,由铝或镁原子与羟基中氧原子结合成八面体。另一种薄片称为四面体片,由硅原子和氧原子结合成四面体.单元层中的薄片通过共用氧原子而连接.当在一个四面体片和一个八面体片之间形成这一连接，一个基底面构成裸露的氧原子而另一个基底面裸露羟基.通过共用氧原子，两个四面体片与一个八面体片连接.形成的如霍夫曼结构即两个四面体片包夹着一个八面体片。因此，霍夫曼结构中的两种基底面均由裸露氧原子构成。层与层之间通过面面连接,并通过很弱的吸引力定位。临近的单元层之间的面距离称为c间距。由三个薄片构成带有单元层的黏土结构的c-间距为9。5*10-7mm.在黏土结构中，不同价态的原子在薄片中形成晶体表面上的负电位。阳离子吸附在晶体表面上。吸附的阳离子称为可替换的阳离子，因其在水中能与其它阳离子换位。此外,离子可以被吸附在黏土结构的边上并与水中其它离子交换。黏土结构中原子替换和可替换的阳离子的吸附影响着钻井液首要性质即黏土膨胀。黏土膨胀是发生在水分子包围黏土晶体结构并将原子定位来增加结构的c-间距.膨胀的类型之一为水分子吸附在晶体表面的表面水合。一个水分子层上的氢键在晶体表面上与裸露的氧原子结合。紧接的水分子层排成行在层之间形成类似的晶体结构，这增大了c间距。所有类型的黏土膨胀均采用这种形式.渗透膨胀时膨胀的第二种类型,当层之间的阳离子浓度高于周围水中的浓度，层之间的水被吸出，c间距增大。与表面水合相比，渗透膨胀导致了总体积的增加.但是，仅蒙脱石以这种形式膨胀。黏土中的可替换的阳离子影响着膨胀量。黏土结构中，可替换的阳离子与水分子竞争反应活性位.高价态的阳离子被吸附能力强于低价态的。因此，带有低价态阳离子的黏土比带有高价态的黏土更易膨胀。在北海和美国，钻井遇到似黏土的沉积，主要是微晶高岭土（通常叫胶页岩），众所周知,胶页岩的膨胀。胶页岩中钙、钠离子是最常见的可替换的阳离子。因钠离子具备低价态,在水中易分散，因此显示出胶页岩明显的膨胀性能。找出在钻井地下井时的黏土膨胀对钻井有很大的不利影响，总体积的增加伴随着黏土膨胀，抑制了钻屑从钻头下部的脱除,增加了钻柱和孔边的磨擦，抑制了密封地层薄滤饼的形成。黏土膨胀也带来了其它问题，如减缓钻井和增加成本的循环损失或卡钻。因此，遇到胶页岩的频率，物质和减少黏土膨胀的发展一直是油气开采业的目标.已经做了一些努力来改进水基钻井液的页岩抑制.一种方法便是在钻井液中使用如氯化钾和氯化钙等盐降低黏土膨胀。尽管盐能够降低黏土膨胀，但却能絮凝黏土导致液体损失和触变性的完全损失。而且,增加盐度经常降低钻井液添加剂的功能特性.另一个控制粘土膨胀的方法是在钻井液中使用有机页岩抑制剂分子，有机页岩抑制剂分子吸附在黏土的表面，与水分子竞争黏土的活性位来降低黏土膨胀。另一个稳定页岩层的方法是在页岩上形成的半渗透膜密封和保护页岩。含硅酸盐的钻井液将外膜沉积在钻层上，使水能相对自由的流动，同时抑制离子沿薄膜或膜的运动.这种潜在的渗透效应可以导致页岩外水的净迁移及抑制页岩膨胀。含硅酸盐钻井液在钻层上主要形成可以有效运行几天的外膜。然而，逻辑上说,这种液体的操作和成本降低了使用的希望.其它成膜的物质如淀粉、纤维素、聚丙烯酸脂、糖浆或甲基甘氨酸已证实在页岩的表面和内部形成膜，因此允许相对高的渗透压。但是，这些膜是无效的。开始渗透压可能升高,但随着几个小时到几天的时间内，渗透压逐渐降低。已证实膜可以抑制或减少离子的运动，但不能阻止在膜上的运动。这一运动导致离子和水允许通过膜，且渗透压的相对快速降低。井下司钻能够使用添加剂包括有机页岩抑制剂分子控制钻井液的流变性能显得十分重要.在现今的石油天然气工业，能够在陆地上和近海以及在新鲜水和盐水工作的钻井液时最理想的.此外,当钻井操作影响生物生长时，钻井液添加剂应为低毒性且容易操作,污染小。任何一种钻井液添加剂应该具有理想的结果但不能抑制其它添加剂的优良性能。总结本发明提供了一种水基钻井液,能够在页岩上形成半渗透膜密封增加井眼的稳定性。膜可以使水相对自由的流动，但抑制了离子沿膜和进入页岩或黏土层的运动。在制备膜时有些变量十分重要,包括聚合物的浓度和分子量，交联胺或多胺的浓度和分子量以及溶液的pH值。通过仔细选择的主要聚合物和交联胺,带有pH值调节，交联、聚合和沉淀的这些成分的相对浓度发生变化，在裸露岩石表面的内部和上面有效地形成一层渗透性的高效膜。在裸露岩石表面上渗透膜的聚合和沉积，大大阻碍水或离子从岩层通常是页岩或粘土进入或离开。形成渗透膜的能力导致黏土层稳定性的增加。描述的说明性体现本发明涉及到应用两种反应物形成可作为部分溶解或沉淀膜聚合产物的相对不溶的席夫碱。当钻井油、气、水化物、矿物质回收或水的生产或注井时,席夫碱覆盖黏土表面,在裸露的页岩形成一层透不过的的部分溶解或不溶解的聚合物膜。任一溶解的低聚物或带有羰基低分子量的聚合物可以作为应用备选之一，就像在现有工艺中的反应物#1一样。反应物1单体为低聚物或带有裸露酮聚合物或醛基或带有能转化为酮或醛官能团。酮或醛基官能团带有未饱和的羰基或能转化为未饱和羰基的基团。这些物质包括但不局限于醛、酮、合成聚合物、带有支链或无支链的淀粉（未加工的、加工的、反应的或取代的各种类型）、糊精、未取代的和取代的糖苷、谷物糖浆、改性谷物糖浆、麦芽糊精、糖浆、糖、纤维素（未加工的、加工的、反应的或取代的各种类型）、还原糖，以及所有的衍生物和反应产物，这也代表了能形成未饱和羰基或醛基官能团的未饱和的羰基和其它低聚物或聚合物。个人收集整理，勿做商业用途文档为个人收集整理，来源于网络由缩合反应得到的任何可溶二胺或多胺、二氨基酸、聚氨基酸与反应物1反应后可以形成不溶的交联的聚合产物，可以作为聚合材料反应物2的备选之一。一些简单的二胺也可以作为反应物#2的备选。如果链长或化学部分允许携带液中的溶解度，然而在与反应物#1缩合反应后形成不溶产物,与反应物#1交联没有必要产生。交联聚合产物的形成来源于水溶性还原糖、低聚物或聚合物，参见下面的反应。上面介绍的反应是说明了交联的机制的一个简单例子.胺或多胺将为反应提供合适的pH环境。使用如氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸钠、碳酸钾或氢氧化钙对长链胺、二胺或低胺比例的聚胺需要而外的pH调整。组分溶解度受携带液体盐水浓度和应用的温度建立的工作环境的影响.应该选择能溶解在特殊工作环境的反应物#1和反应物2.溶解度主要与分子量和聚合物的链长有关，但两个组分的比例也影响溶解度。由反应物1和反应物2反应形成的席夫碱必须是在携带盐水中部分溶解或不溶解以利于在钻井期间在页岩上或其他层形成密封膜。携带盐水中氯化钠含盐量检测上一般通常在20w，这也是美国墨西哥湾海上钻井一种常用的标准浓度。经过测试盐浓度由10氯化钠到饱和有效补充本文所述的反应。应用不仅限于以氯化钠为基础的携带溶液。在氯化钾,氯化钙形成希夫碱，硫酸盐和硝酸盐溶液和糖、糖浆溶液也是如此。希夫反应发生反应不需要盐度.正确选择反应物1和反应物2，将其溶解在蒸馏的，新鲜的或自来水中可以产生不溶于新鲜水的产物，也出现不溶性膜。 如果井下水的活性高于或与储层流体水的活性持平，预期的渗透压增长不会发生。膜会通过物理堵塞降低水或灌注进入或通过页岩的流速，尽管对渗透性贡献不大，但促进页岩的稳定性。 因许多基础材料和适合该反应的聚合胺“盐析”或“云析”，当盐度和温度的增加（或水活性降低），溶解度研究便于对组分的选择。如果有携带溶液反应物1或反应物#2很大一部分的发生“盐析”或“云析”，聚合反应过程将变得缓慢或停止。如果聚合物产物（或缩合物，如果反应物是一个简单的胺)聚合后仍然可溶,便没有膜形成。 实施例1反应物浓度和试点测试与选择。一个典型的研究如表1。表1样品观察颜色 清澈度 盐 沉淀 分数白清澈无变化无无0黄25模糊轻轻1棕50模糊中中2灰75模糊重重3黑全黑最重最重4用于“盐析”或“云析的实验室测试通过反应产物的沉淀来进行评分。按照表1的安排进行评分。2-12-3表示化学混合为：2-棕色,1-25%模糊，2中等和明显的相变，表明有盐的物质，3-重沉淀或测试管底部沉淀。结果见表2。表2 颜色清澈度-盐沉淀分数化学添加量为w/wMNOPSTUVW水，%66。266.274.074。077.069.071。069。070。0NaCl，%20.020。020.020.020。017.217。817。220。0烷基醚二胺(SP52 MW200），%6。06.06.06。03。06.06。06.0糊精（水溶胶Aquadril 701 MW2000），7.87.80007。85。27。87.8苏打灰,%10总计，100.0100。0100.0100。0100。0100.0100。0100。097。8调pH至：自然的9。5自然的9.5自然的自然的自然的9。59.5实测pH10。79。511.59.411。411。411.59.69.9温度，F150150150150150150150150150观测：开始0-00-00-0-0000000-0-000-0-0-00-00-000000-00-000-0015min10-0000-0000-0000-0-00-0-00100000-0-0000000-0030min1-0-0-0000-00-00-100-000-0011-0-0-010-0-00-0-000-0-0145 min10-001-00000-010-0-0000-0110001-00-01-0-001-0-011h100-010-0000-010-0-0-00-0011-0-0010-0-0100-010011。5h2-00-01-0-00000-100-000001200120-0-01-00-01-0-012 h20-0-110-0-10-001000-00-0-0-120012-0-0-11-0-0-11-00118 h440020-0-00-0-0-10000000-14-4-024-4-0-14-4-0120-01除非有反应物1存在，通常没有颜色的变化。在没有反应物2存在，碳酸钠提供pH9.9的环境，引起颜色变暗。当为反应物1使用碳水化合物时颜色的变化是最明显的.如果长链醛作为反应物1使用,期望的颜色变化不明显。 通过颜色变化、云析和沉淀来表明的最明显反应，也可以在约20浓度的盐溶液中反应物2 的pH值中检测反应物1和反应物2看出。非常明显的颜色变暗通常与典型的梅拉德反应有关，且为席夫碱聚合的形成提供证明。证实了模拟井下膜测试渗透压的增长实验沉淀的溶解度和测试结果的结果。图3列出了实际测试结果表明，从糊精(寡糖，分子量约2000）和己二胺缩合反应形成的聚合物膜的效果.这一试验结果可与作为反应物#1测试类似的变异材料相比。这些变异的材料包括由Aquasol、ADM、粮食产品公司和国家淀粉公司提供的分子量从大约2000到10000，以及糖浆(商业食品级).同样，作为原料2的相当的结果一系列化学品已经过测试。其中包括特殊产品SP52和SP54,乙氧基化烷基醚二胺和实验的丙氧基化烷基醚二胺，亨斯迈化学公司Jeffamine D230，聚氧丙烯二胺和其它简单的二胺,环已二胺和道氏化学公司的HMDA。分子量最高到2000的潜在反应物2 也已经过测试。表2的测试结果表明M、T、U列的流体沉淀最重，颜色变暗,这也与图1和图2证明的强的渗透性质一致。实施例2页岩的pH值和渗透压增长 在这个测试中(见图1）,测试了页岩块（1英寸高 0。25英寸长）的渗透压增长。比较了一系列pH值对膜增长的影响.孔压力（渗透压效果）的变化证明了半透膜的增长.储层将增加直到井下保持600psi。4条压力曲线表示了对与4个独自的页岩块匹配的渗透性测试。实验开始时，井下压力保持600psi，储层压力保持200psi。在2个例子中，取决于pH值的4至12小时，当水克服水力学差压从储层流经页岩样品和膜到达井下时,形成膜且储层压力下降. 通过pH值9。3左右的伯二胺开始与糊精交联.二胺与低聚物的交联和成膜在pH值低于9不会发生。pH值升至10或更高,图1中孔压力的降低证明了膜增长。实施例3膜和页岩的渗透压增长 实验中（图2）测定了页岩块（1英寸高* 0.25英寸长）的渗透压增长。实验第一阶段（图2中015小时) ，一个模拟的孔流体（大约5盐度)安装在页岩块的每个边上。页岩块靠近“井下”的边上保持恒定的600psi。页岩块靠近“储层”边压力保持200psi。考虑到差压，来自井下流体将在页岩孔中扩散，“储层边压力将升高直至与“井下”边压力相同。由于膜两侧液体和盐度是相等的，没有差压增长，“储层”边压力将增长至与“井下”边压力600psi相同。 实验第二阶段(图2中15192小时)，“井下”边孔隙流体的排除，并由包含新鲜混合“反应物1”和“反应物2的盐水代替。再次将页岩块靠近“井下”的边上保持恒定的600psi。页岩块靠近“储层”边压力保持200psi.两个小时内形成膜且当水克服水力学差压从储层流经页岩样品和膜到达井下时，储层压力下降。压降明显且井下压力增加至1500psi，然后增至1800psi来平衡渗透压。测试显示,稳定增长的渗透压力约1600psi。稳定116小时后的曲线显示斜率接近零，意味着较高的膜效率.在1600psi差压下膜效率为100。如果盐从盐浓度高的流体（井下）到盐浓度低的流体（储层）穿过膜自由溶解，随着膜两侧的盐度接近，平衡116小时后压力曲线的斜率可能为正。 失败的膜和页岩的渗透压增长图3表明，在20%的NaCl溶液中糊精反应物1(无聚合物）和在20的NaCl溶液中HDMA聚合物反应物2（无糊精）。单使用反应物2，没有形成可测的膜和渗透压。单使用反应物1，形成可测的膜和小于100psi的渗透压。所述的钻井液包括水溶液的连续相。第一反应物是一种水溶性单体,低聚物,或裸露酮，醛，或聚合物醛基或可转移至酮或醛官能团；第二反应物是经缩合反应的伯胺，二胺或多胺与第一反应物形成的半溶解或沉淀的膜产品。任一溶解的低聚物或带有羰基低分子量的聚合物可以作为应用备选之一，就像在现有工艺中的反应物1一样.反应物#1单体为低聚物或带有裸露酮聚合物或醛基或带有能转化为酮或醛官能团.酮或醛基官能团带有未饱和的羰基或能转化为未饱和羰基的基团。这些物质包括但不局限于醛、酮、合成聚合物、带有支链或无支链的淀粉（未加工的、加工的、反应的或取代的各种类型）、糊精、未取代的和取代的糖苷、谷物糖浆、改性谷物糖浆、麦芽糊精、糖浆、糖、纤维素(未加工的、加工的、反应的或取代的各种类型）、还原糖，以及所有的衍生物和反应产物。相应地,反应物2从含有HMDA、乙氧基化烷基醚胺、丙氧基化烷基醚胺聚氧丙烯二胺和其它简单的二胺的基因中选择。可作为钻井液的水溶液最好还含有盐，盐可以从氯化钠、氯化钾、氯化钙、硫酸钠、硫酸钾、硫酸钙、硝酸钠、硝酸钾、硝酸钙及其混合物。本文为互联网收集，请勿用作商业用途本文为互联网收集,请勿用作商业用途13