一种纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂及其制备方法与应用技术

本发明专利技术提供了一种纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂及其制备方法与应用，所述抑制剂是通过使用长链有机硅和表面活性剂对纳米颗粒进行疏水改性得到的。上述疏水页岩表面水化抑制剂的制备方法，包括步骤：搅拌条件下，将纳米颗粒加入溶剂中，之后进行超声分散；待超声结束后，调节体系的pH至9‑11，得到混合液A；将有机硅溶液滴加至混合液A中，搅拌进行反应，得到混合液B；将表面活性剂加入混合液B中，搅拌进行反应；反应完成后除去部分溶剂，即得。本发明专利技术的抑制剂使用有机硅和表面活性剂双重疏水改性，疏水效果优异，从而具有优异抑制性能、减缓岩石抗压强度性能以及抗温性能。

【技术实现步骤摘要】
一种纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂及其制备方法与应用
本专利技术涉及一种纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂及其制备方法与应用，属于石油工业的油田化学领域。
技术介绍
油气钻井钻遇地层75％属于泥页岩地层，并且90％的井壁不稳定复杂情况发生在泥页岩地层，特别是硬脆性泥页岩地层。泥页岩是由粘土与非粘土矿物组成的不均质体，粘土矿物是泥页岩的主要成分。钻井液滤液侵入地层后，由于粘土矿物对流体敏感性强，泥页岩易水化膨胀，使泥页岩强度减弱，导致井壁失稳，井壁失稳会导致钻井速度慢、建井周期长，增加钻井成本和井下复杂事故、影响固井质量，严重时甚至导致井眼报废。因此，泥页岩地层井壁稳定性对于安全高效钻井十分重要。泥页岩水化膨胀分为表面水化和渗透水化二个阶段，表面水化是泥页岩水化的第一阶段，包括粘土表面通过氢键直接吸附水分子和所吸附的可交换性阳离子间接吸附水分子，表面水化是短距离范围内的粘土与水的相互作用，驱动力是页岩表面自由能，表面吸附的水分子厚度大约为4个水分子，膨胀量小，膨胀压极大；渗透水化是黏土水化的第二阶段，在表面水化后发生，只有在黏土矿物的阳离子交换能力大时，才会出现明显的渗透水化现象，由于晶层之间的阳离子浓度与溶液中存在浓度差，形成驱动力(双电层排斥和渗透排斥力)，驱使水进入晶层，层间距增加形成扩散双层，渗透水化阶段膨胀压力小，作用距离长(达10nm以上)。对于中国西南地区页岩气地层，黏土矿物主要是伊利石为主。此外，深部泥页岩地层通常伊利石含量较高，蒙脱石含量小或者没有蒙脱石。伊利石主要以表面水化为主，表面活性大，水化速度和膨胀应力大，膨胀量小，但膨胀压极大。因此伊利石含量较高的硬脆性泥页岩地层缩颈现象少，主要以剥落掉块、坍塌为主。对于蒙脱石含量高的泥页岩，表面水化的抑制也非常重要。因此表面水化的抑制对泥页岩地层井壁稳定有重要的作用。泥页岩表面水化的驱动力是表面自由能，因此，可以通过降低页岩表面的亲水性来降低岩石表面自由能，从而抑制页岩表面水化。但是目前水基钻井液抑制剂存在以下缺点：(1)目前大多数页岩抑制剂不能改变岩石表面的亲水性(不能改变岩石表面水相的接触角)，或者是润湿性改变较小，难以起到抑制表面水化的效果，而硬脆性泥页岩地层伊利石含量高，主要以表面水化为主，这类抑制剂对于硬脆性泥页岩地层的抑制效果有限；(2)改变润湿性型页岩抑制剂虽然可以通过降低页岩表面的亲水性来降低岩石表面自由能，抑制页岩表面水化，但是现有的改变润湿性类页岩抑制剂存在润湿性改变程度不足，与钻井液配伍性差等、抑制性能不佳等问题，并且目前能够改性润湿性的抑制剂多为表面活性剂类，例如；长链季铵盐表面活性剂，但是表面活性剂类抑制剂在钻井液中容易起泡、影响钻井液滤失性；(3)目前的页岩抑制剂还存在抗温性能差的不足，例如聚醚胺类抑制剂，高温条件下醚键断裂，抑制性能不足。因此，亟需制备一种能够抑制页岩表面水化的抗高温抑制剂。
技术实现思路
针对现有技术的不足，尤其是现有的改变润湿性类页岩抑制剂润湿性改变程度不足、配伍性差等、抑制性能差的不足，本专利技术提供了一种纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂及其制备方法与应用。本专利技术的技术方案如下：一种纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂，所述页岩表面水化抑制剂是通过长链有机硅和表面活性剂对纳米颗粒进行疏水改性得到的；所述的长链有机硅为长碳链烷基三烷氧基硅烷，所述的长碳链烷基为碳原子数为8-18的直链烃基；所述的表面活性剂为十六烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基溴化铵、十八烷基三甲基溴化铵、二十二烷基三甲基氯化铵或二十二烷基三甲基溴化铵；所述的纳米颗粒为纳米二氧化硅、纳米氧化铝或纳米碳酸钙。根据本专利技术优选的，所述的长链有机硅为辛基三乙氧基硅烷、十二烷基三甲氧基硅烷、十六烷基三甲氧基硅烷或十八烷基三甲氧基硅烷；所述的纳米颗粒的粒径为20-30nm。根据本专利技术，上述纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂的制备方法，包括步骤如下：(1)搅拌条件下，将纳米颗粒加入溶剂中，之后进行超声分散；待超声结束后，调节体系的pH至9-11，得到混合液A；碱性环境有利于保持纳米二氧化硅的悬浮稳定；(2)将长链有机硅溶液滴加至混合液A中，搅拌进行反应，得到混合液B；(3)将表面活性剂加入混合液B中，搅拌进行反应；反应完成后除去部分溶剂，得到纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂。根据本专利技术优选的，步骤(1)中所述溶剂为水和乙醇的混合溶液，混合溶液中水和乙醇的体积比为4～6:1，进一步优选为5:1。根据本专利技术优选的，步骤(1)中所述纳米颗粒的质量与溶剂的体积之比为0.08～0.15g:1mL。根据本专利技术优选的，步骤(1)中，使用质量分数为20％的NaOH水溶液调节体系的pH至9-11。根据本专利技术优选的，步骤(2)中所述长链有机硅溶液是将长链有机硅溶于乙醇中得到的，长链有机硅与乙醇的质量比为5～8:10～30，长链有机硅与纳米颗粒的质量比为5～8:10～15。根据本专利技术优选的，步骤(2)中所述搅拌速度为150～300r/min；所述反应温度为40～60℃，反应时间为1～2h。根据本专利技术优选的，步骤(3)中所述表面活性剂与纳米颗粒的质量比为5～8:8～12。根据本专利技术优选的，步骤(3)中所述搅拌速度为500～700r/min；所述反应温度为60～80℃，反应时间为4～6h。根据本专利技术优选的，步骤(3)中，采用减压蒸馏除去部分溶剂，得到固含量为20-22％的纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂，减压蒸馏的压力为0.1MPa，温度为50℃；所述纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂为白色乳状液。根据本专利技术，上述纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂的应用，用于抑制泥页岩水化膨胀，稳定井壁；具体应用方法为：将所得纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂加入水基钻井液中，所述纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂的加入量为5g-30g/L。本专利技术的技术特点及有益效果如下：1、本专利技术制备的纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂可显著改变井壁表面润湿性，可使岩石表面发生润湿性反转，具有优异的抑制防塌性能；本专利技术制备的页岩表面水化抑制剂一方面能够降低岩石表面自由能，抑制表面水化，这是因为所制备的抑制剂为纳米级别，具有高的表面活性，表面具有负电荷，可吸附于岩屑表面，封堵岩屑微孔隙，在岩屑表面形成一层致密的疏水膜，显著降低钻井液中水相侵入岩石，从而抑制泥页岩水化分散；另一方面，能够减少钻井液滤液侵入地层，有效抑制黏土渗透水化。2、本专利技术制备的纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂对钻井液流变性能、滤失性能影响较小，与钻井液体系具有良好的配伍性，克服了现有的常用改变润湿性型页岩抑制剂与钻井液配伍性差、抑制性能差的不足。3、本专利技术纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂制备中使用的表面活性剂具有C-C主链，高温下不易发生断链，因此，制备的纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂具有优良的抗温性能，满足高温超高温条件本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂，其特征在于，所述页岩表面水化抑制剂是通过使用长链有机硅和表面活性剂对纳米颗粒进行疏水改性得到的；所述的长链有机硅为长碳链烷基三烷氧基硅烷，所述的长碳链烷基为碳原子数为8-18的直链烃基；所述表面活性剂为十六烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基溴化铵、十八烷基三甲基溴化铵、二十二烷基三甲基氯化铵或二十二烷基三甲基溴化铵；所述的纳米颗粒为纳米二氧化硅、纳米氧化铝或纳米碳酸钙。/n

【技术特征摘要】
1.一种纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂，其特征在于，所述页岩表面水化抑制剂是通过使用长链有机硅和表面活性剂对纳米颗粒进行疏水改性得到的；所述的长链有机硅为长碳链烷基三烷氧基硅烷，所述的长碳链烷基为碳原子数为8-18的直链烃基；所述表面活性剂为十六烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基溴化铵、十八烷基三甲基溴化铵、二十二烷基三甲基氯化铵或二十二烷基三甲基溴化铵；所述的纳米颗粒为纳米二氧化硅、纳米氧化铝或纳米碳酸钙。


2.根据权利要求1所述的纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂，其特征在于，所述的长链有机硅为辛基三乙氧基硅烷、十二烷基三甲氧基硅烷、十六烷基三甲氧基硅烷或十八烷基三甲氧基硅烷；所述的纳米颗粒的粒径为20-30nm。


3.权利要求1-2任一项所述纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂的制备方法，包括步骤如下：
(1)搅拌条件下，将纳米颗粒加入溶剂中，之后进行超声分散；待超声结束后，调节体系的pH至9-11，得到混合液A；
(2)将长链有机硅溶液滴加至混合液A中，搅拌进行反应，得到混合液B；
(3)将表面活性剂加入混合液B中，搅拌进行反应；反应完成后除去部分溶剂，得到纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂。


4.根据权利要求3所述的纳米有机硅成膜疏水页岩表面水化抑制剂的制备方法，其特征在于，步骤(1)中所述溶剂为水和乙醇的混合溶液，混合溶液中水和乙醇的体积比为4～6:1，优选为5:1；所述纳米颗粒的质量与溶剂的体积之比为0.08～0.15g:1mL。

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【专利技术属性】
技术研发人员：孙金声，黄贤斌，李贺，吕开河，刘敬平，金家锋，王金堂，白英睿，
申请(专利权)人：中国石油大学华东，
类型：发明
国别省市：山东;37