一种页岩气井固井驱油型冲洗剂及其制备方法技术

本发明专利技术公开了一种页岩气井固井驱油型冲洗剂，所述页岩气井固井驱油型冲洗剂的组分以重量份数计为：水：100份、乳化剂：24～48份、助溶剂：12～24份、水化抑制剂：6～12份；其中，所述乳化剂包括鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚、丙二醇嵌段聚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾中的至少一种；所述助溶剂为重量比为(3～4)：(1～2)异构醇聚氧乙烯醚和油酸聚氧乙烯脂；所述水化抑制剂包括聚乙二醇、葡萄糖苷和/或油醇聚氧乙烯醚。本发明专利技术的页岩气井固井驱油型冲洗剂能有效驱替高密度油基钻井液，实现界面润湿性能反转，保证储层稳定，改善环空固井质量。

【技术实现步骤摘要】
一种页岩气井固井驱油型冲洗剂及其制备方法
本专利技术涉及材料
，特别涉及一种页岩气井固井驱油型冲洗剂及其制备方法。
技术介绍
近年来，页岩气勘探开发取得了重大突破，成为增储上产的重要手段。页岩气藏一般采用水平井钻井技术与体积压裂技术相结合的开采方式。随着开发力度的不断增加，主力储层深度和水平段长度不断增加，对固井质量要求越来越高；有机质页岩是页岩气的主要储集岩层，具有易水化、稳定性差的特点，为抑制页岩水化膨胀，均采用油基钻井液钻进，随着井深不断增加，钻遇高温、高压、易垮塌地层时，通过提高井浆密度维持井壁稳定，如川渝地区长宁区块某井油基钻井液密度高达2.35g/cm3。但固井水泥浆针对高密度油基钻井液存在顶替困难，一是油基钻井液的“亲油”特性与固井水泥浆“亲水”特性，使二者接触易形成絮凝结构，导致水泥浆驱替油基钻井液困难；二是井壁和套管壁上粘附的油基钻井液，降低固井水泥石在井下环空的胶结质量，影响水泥环完整性和页岩气井使用寿命。目前用于油基钻井液的固井用冲洗液种类很多，对油基钻井液具有一定的冲洗效果，但仍然存在一定的局限性，无论是针对高密度油基钻井液的有效驱替和润湿反转上、还是在环空界面润湿反转后抑制页岩水化上均无法满足固井质量的要求。因此，急需研发一种能有效驱替高密度油基钻井液，实现界面润湿性能反转，保证储层稳定，改善环空固井质量的针对页岩气井固井的驱油型冲洗剂。
技术实现思路
本专利技术目的是提供一种页岩气井固井驱油型冲洗剂，能有效驱替高密度油基钻井液，实现界面润湿性能反转，保证储层稳定，改善环空固井质量。为了实现上述目的，本专利技术提供一种页岩气井固井驱油型冲洗剂，所述页岩气井固井驱油型冲洗剂的组分以重量份数计为：水：100份、乳化剂：24～48份、助溶剂：12～24份、水化抑制剂：6～12份；其中，所述乳化剂包括鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚、丙二醇嵌段聚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾中的至少一种；所述助溶剂为重量比为(3～4)：(1～2)异构醇聚氧乙烯醚和油酸聚氧乙烯脂；所述水化抑制剂包括聚乙二醇、葡萄糖苷和/或油醇聚氧乙烯醚。进一步地，所述乳化剂包括重量比为(2～3)：(2～3)的鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚和丙二醇嵌段聚醚。进一步地，所述乳化剂包括重量比为(15～18)：(2～5)鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯。进一步地，所述乳化剂包括重量比为(3～4)：(1～2)丙二醇嵌段聚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾。进一步地，所述乳化剂包括重量比为(9～12)：(6～10)：(1～2)的鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚、丙二醇嵌段聚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾。进一步地，所述水化抑制剂包括重量比为(1～2)：(3～4)的聚乙二醇和葡萄糖苷。进一步地，所述水化抑制剂包括重量比为(1～2)：(3～4)的聚乙二醇和油醇聚氧乙烯醚。进一步地，所述水化抑制剂包括重量比为(1～2)：(4～6)：(3～4)的聚乙二醇、葡萄糖苷和油醇聚氧乙烯醚。本专利技术还提供了一种页岩气井固井驱油型冲洗剂的制备方法，所述方法包括：以重量份数计，将水100份加热后，加入乳化剂24～48份、助溶剂12～24份和水化抑制剂6～12份混匀，冷却至室温，制得页岩气固井驱油型冲洗剂。进一步地，所述加热后水的温度为40～60℃。本专利技术实施例中的一个或多个技术方案，至少具有如下技术效果或优点：本专利技术提供的一种页岩气井固井驱油型冲洗剂，各组分协同配合，具体地：选用的乳化剂(鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚、丙二醇嵌段聚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾中的至少一种)对页岩气油基钻井液的基础油具有显著的乳化作用；选用的助溶剂能和乳化剂协同作用，具体地：乳化剂分子中的亲油端，长链烷基碳数既有差异性同时还有一定连续性，可针对油基钻井液中基础油的不同烷烃实现乳化；乳化剂分子中的亲水端，N值分子量要大些，醚基、羟基和磷酸酯盐等，具有优良的水溶性，对热、碱、高矿化度环境有良好的稳定性，助溶剂分子中的亲油端和亲水端与乳化剂分子中的亲油端和亲水端保持一致，进而助溶剂能与乳化剂能够产生相互作用，协同配合，实现对基础油中烷烃的有效乳化。且所述助溶剂为重量比为(3～4)：(1～2)的异构醇聚氧乙烯醚和油酸聚氧乙烯脂，能够使得所述助溶剂与所述乳化剂产生较优的协同增效作用，所述重量比过高或过小将对油基钻井液乳化作用降低；因此，可实现对高密度油基钻井液的完全润湿反转，为固井水泥浆提供良好的水润湿界面环境，润湿反转油基钻井液密度达2.35g/cm3，耐温达180℃；选用的水化抑制剂包括聚乙二醇、葡萄糖苷和油醇聚氧乙烯醚中的至少一种可以保障储层页岩稳定，为固井作业安全和储层保护提供“双保险”；各原料组成对水泥浆具有良好的配伍性，不会引起水泥浆絮凝、稠化时间缩短等情况，同时对前置液也具有良好的配伍性，满足现场施工的要求。能有效降低油水界面张力，使白油均匀的分散在水中，形成水包油的乳状液，乳液稳定时间持续在1.5h～3h，能有效发挥冲洗剂的乳化功能，实现在井底循环期间对油基钻井液的驱替作用。附图说明为了更清楚地说明本专利技术实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本专利技术的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。图1为本专利技术实验例1中冲洗剂对白油实现完全乳化后的乳状液；图2为本专利技术实验例1中冲洗剂完全润湿反转时电导率显示值；图3为本专利技术实验例1中润湿性能测试后混浆状态；其中图(A)为混浆刚倒入玻璃杯中的状态；图(B)为润湿性能测试后混浆状态；图4为本专利技术实验例4中空白样稠化曲线；图5为本专利技术实验例4中实施例1稠化曲线。具体实施方式下文将结合具体实施方式和实施例，具体阐述本专利技术，本专利技术的优点和各种效果将由此更加清楚地呈现。本领域技术人员应理解，这些具体实施方式和实施例是用于说明本专利技术，而非限制本专利技术。在整个说明书中，除非另有特别说明，本文使用的术语应理解为如本领域中通常所使用的含义。因此，除非另有定义，本文使用的所有技术和科学术语具有与本专利技术所属领域技术人员的一般理解相同的含义。若存在矛盾，本说明书优先。除非另有特别说明，本专利技术中用到的各种原材料、试剂、仪器和设备等，均可通过市场购买获得或者可通过现有方法获得。本申请实施例的技术方案为解决上述技术问题，总体思路如下：根据本专利技术一种典型的实施方式，提供一种页岩气井固井驱油型冲洗剂，所述页岩气井固井驱油型冲洗剂的组分以重量份数计为：水：100份、乳化剂：24～48份、助溶剂：12～24份、水化抑制剂：6～12份；其中，所述乳化剂包括鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚、丙二醇嵌段聚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾中的至少一种；所述助溶剂为重量比为(3～4)：(1～2)异构醇聚氧乙烯醚和油酸聚氧乙烯脂；所述水化抑制剂包括聚乙二醇、葡萄本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种页岩气井固井驱油型冲洗剂，其特征在于，所述页岩气井固井驱油型冲洗剂的组分以重量份数计为：水：100份、乳化剂：24～48份、助溶剂：12～24份、水化抑制剂：6～12份；其中，/n所述乳化剂包括鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚、丙二醇嵌段聚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾中的至少一种；/n所述助溶剂为重量比为(3～4)：(1～2)异构醇聚氧乙烯醚和油酸聚氧乙烯脂；/n所述水化抑制剂包括聚乙二醇、葡萄糖苷和/或油醇聚氧乙烯醚。/n

【技术特征摘要】
1.一种页岩气井固井驱油型冲洗剂，其特征在于，所述页岩气井固井驱油型冲洗剂的组分以重量份数计为：水：100份、乳化剂：24～48份、助溶剂：12～24份、水化抑制剂：6～12份；其中，
所述乳化剂包括鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚、丙二醇嵌段聚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾中的至少一种；
所述助溶剂为重量比为(3～4)：(1～2)异构醇聚氧乙烯醚和油酸聚氧乙烯脂；
所述水化抑制剂包括聚乙二醇、葡萄糖苷和/或油醇聚氧乙烯醚。


2.根据权利要求1所述的页岩气井固井驱油型冲洗剂，其特征在于，所述乳化剂包括重量比为(2～3)：(2～3)的鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚和丙二醇嵌段聚醚。


3.根据权利要求1所述的页岩气井固井驱油型冲洗剂，其特征在于，所述乳化剂包括重量比为(15～18)：(2～5)鲸蜡硬脂醇聚氧乙烯醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯。


4.根据权利要求1所述的页岩气井固井驱油型冲洗剂，其特征在于，所述乳化剂包括重量比为(3～4)：(1～2)丙二醇嵌段聚醚和脂肪醇聚氧乙烯醚磷酸酯钾。


5.根据权利要求1所述的页岩气井固井驱...

【专利技术属性】
技术研发人员：谢飞燕，涂思琦，敖康伟，杨昆鹏，邹双，石凌龙，高继超，王建瑶，赵宝辉，曾建国，谭文礼，
申请(专利权)人：天津中油渤星工程科技有限公司，中国石油集团海洋工程有限公司，中国石油天然气集团有限公司，
类型：发明
国别省市：天津;12