一种超深层页岩气井高温管柱清洗液及其制备方法

摘要

本发明公开一种超深层页岩气井高温管柱清洗液及其制备方法，属于页岩气井油基钻井液清洗技术领域，按质量百分数计，包括以下组份：双烷基二苯醚二磺酸钠3%～6%；N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠6%～12%；十八烷基甲苯磺酸钠1%～2%；脂肪酰胺聚氧乙烯醚18%～25%；异辛醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚1%～3%；增溶剂2%～6%；乙二醇5%～10%；去离子水47%～51.5%。本发明超深层页岩气井高温管柱清洗液及其制备方法制备的管柱清洗液耐温能力达到220℃，适用于页岩气井油基泥浆，特别是超深层页岩气井高温超高密度油基钻井液的清洗，能解决现有清洗液因高温而分解，清洗效果变差，甚至失效的问题。

权利要求

1.一种超深层页岩气井高温管柱清洗液，其特征在于，按质量百分数计，包括以下组份：双烷基二苯醚二磺酸钠3％～6％；N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠6％～12％；十八烷基甲苯磺酸钠1％～2％；脂肪酰胺聚氧乙烯醚18％～25％；异辛醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚1％～3％；增溶剂2％～6％；乙二醇5％～10％；去离子水47％～51.5％；所述双烷基二苯醚二磺酸钠为双辛基二苯醚二磺酸钠与双十二烷基二苯醚二磺酸钠按质量比1:(1～3)形成的混合物；所述N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠为N,N’‑双月桂酰基乙二胺二乙磺酸钠和N,N’‑双十四酰基乙二胺二乙磺酸钠按质量比1:(1～2)形成的混合物；所述增溶剂为二甲苯磺酸钠、异丙苯磺酸钠中至少一种。

2.根据权利要求1所述的超深层页岩气井高温管柱清洗液，其特征在于，所述脂肪酰胺聚氧乙烯醚为椰油酰胺聚氧乙烯醚，具有式(3)的结构式：式(3)中，R3＝C6～C18，n＝15。

3.根据权利要求1所述的超深层页岩气井高温管柱清洗液，其特征在于，所述异辛醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚具有式(4)的结构式：式(4)中，x＝6，y＝3。

4.根据权利要求1所述的超深层页岩气井高温管柱清洗液，其特征在于，所述二甲苯磺酸钠、异丙苯磺酸钠混合作为增溶剂时，甲苯磺酸钠和异丙苯磺酸钠的质量比为1:(1～

1.5)。

5.一种权利要求1～4任一项所述的超深层页岩气井高温管柱清洗液的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：将去离子水、乙二醇和增溶剂加入到反应釜中，升温至60℃～70℃后加入双烷基二苯醚二磺酸钠、N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠、十八烷基甲苯磺酸钠，继续搅拌至少1.5小时后依次加入脂肪酰胺聚氧乙烯醚和异辛醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚，继续搅拌至少30分钟后冷却至室温，即得超深层页岩气井高温管柱清洗液。

说明书

一种超深层页岩气井高温管柱清洗液及其制备方法

技术领域

[0001] 本发明属于页岩气井油基钻井液清洗技术领域，具体涉及一种超深层页岩气井高温管柱清洗液及其制备方法。

背景技术

[0002] 随着中浅层页岩气勘探开发的全面展开和相继规模建产，深层、超深层页岩气已成为中国页岩气工业的重要战略接替领域。深层、超深层页岩气开发必然伴随高温、高压的问题，如蓬深6井井深9026m，地层温度大于200℃。抗高温超高密度油基钻井液为深层、超深层页岩气开发提供了有力保障，钻井结束后需用管柱清洗液将其从井筒中清洗干净，以保证后续桥塞坐封、射孔等作业的顺利实施。目前现场所用页岩气井油基钻液清洗剂对高温超高密度油基钻井液清洗效果尚可，抗温能力最高150℃，在更高温度下存在清洗效果变差，甚至失效的情况。

发明内容

[0003] 为了克服现有技术的不足，本发明的目的在于提供一种能耐220℃高温的超深层页岩气井高温管柱清洗液及其制备方法，其具体方案如下：

[0004] 一种超深层页岩气井高温管柱清洗液，按质量百分数计，包括以下组份：双烷基二苯醚二磺酸钠3%～6%；N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠6%～12%；十八烷基甲苯磺酸钠1%～2%；脂肪酰胺聚氧乙烯醚18%～25%；异辛醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚1%～3%；增溶剂2%～6%；乙二醇5%～10%；去离子水47%～51.5%。

[0005] 所述双烷基二苯醚二磺酸钠具有式（1）的结构式：

[0006]         （1）

[0007] 式（1）中，R1=C8～C18。

[0008] 所述双烷基二苯醚二磺酸钠为双辛基二苯醚二磺酸钠与双十二烷基二苯醚二磺酸钠按质量比1:（1～3）形成的混合物。

[0009] 所述N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠具有式（2）的结构式：

[0010]                     （2）

[0011] 式（2）中，R2=C7～C17。

[0012] 所述N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠为N,N’‑双月桂酰基乙二胺二乙磺酸钠和N,N’‑双十四酰基乙二胺二乙磺酸钠按质量比1:（1～2）形成的混合物。

[0013] 所述脂肪酰胺聚氧乙烯醚为椰油酰胺聚氧乙烯醚，具有式（3）的结构式：

[0014]                 （3）

[0015] 式（3）中，R3= C6～C18，n=15。

[0016] 所述异辛醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚具有式（4）的结构式：

[0017]        （4）

[0018] 式（4）中，x=6，y=3。

[0019] 所述增溶剂为二甲苯磺酸钠、异丙苯磺酸钠中至少一种。

[0020] 一种所述的超深层页岩气井高温管柱清洗液的制备方法，包括以下步骤：将去离子水、乙二醇和增溶剂加入到反应釜中，升温至60℃～70℃后加入双烷基二苯醚二磺酸钠、N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠、十八烷基甲苯磺酸钠，继续搅拌至少1.5小时后依次加入脂肪酰胺聚氧乙烯醚和异辛醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚，继续搅拌至少30分钟后冷却至室温，即得超深层页岩气井高温管柱清洗液。

[0021] 本发明的有益技术效果是：本发明的超深层页岩气井高温管柱清洗液及其制备方法制备的管柱清洗液耐温能力达到220℃，适用于页岩气井油基泥浆，特别是超深层页岩气井高温超高密度油基钻井液的清洗，能解决现有清洗液因高温而分解，清洗效果变差，甚至失效的问题。

具体实施方式

[0022] 实施例1

[0023] 实施例1的一种超深层页岩气井高温管柱清洗液，包括以下组份：双烷基二苯醚二磺酸钠60g；N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠60g；十八烷基甲苯磺酸钠20g；脂肪酰胺聚氧乙烯醚250g；异辛醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚30g；增溶剂20g；乙二醇50g；去离子水510g。其中，双烷基二苯醚二磺酸钠为双辛基二苯醚二磺酸钠与双十二烷基二苯醚二磺酸钠按质量比1:3形成的混合物；N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠为N,N’‑双月桂酰基乙二胺二乙磺酸钠和N,N’‑双十四酰基乙二胺二乙磺酸钠按质量比1:2形成的混合物；增溶剂为二甲苯磺酸钠。

[0024] 实施例1的超深层页岩气井高温管柱清洗液的制备方法，包括以下步骤：将去离子水、乙二醇和增溶剂加入到反应釜中，升温至60℃后加入双烷基二苯醚二磺酸钠、N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠、十八烷基甲苯磺酸钠，继续搅拌至少1.5小时后依次加入脂肪酰胺聚氧乙烯醚和异辛醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚，继续搅拌至少30分钟后冷却至室温，即得超深层页岩气井高温管柱清洗液。

[0025] 实施例2

[0026] 实施例2的一种超深层页岩气井高温管柱清洗液，包括以下组份：双烷基二苯醚二磺酸钠40g；N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠100g；十八烷基甲苯磺酸钠12g；脂肪酰胺聚氧乙烯醚180g；异辛醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚10g；增溶剂60g；乙二醇100g；去离子水498g。其中，双烷基二苯醚二磺酸钠为双辛基二苯醚二磺酸钠与双十二烷基二苯醚二磺酸钠按质量比1:1形成的混合物；N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠为N,N’‑双月桂酰基乙二胺二乙磺酸钠和N,N’‑双十四酰基乙二胺二乙磺酸钠按质量比1:1形成的混合物；增溶剂为异丙苯磺酸钠。

[0027] 实施例2的超深层页岩气井高温管柱清洗液的制备方法，包括以下步骤：将去离子水、乙二醇和增溶剂加入到反应釜中，升温至70℃后加入双烷基二苯醚二磺酸钠、N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠、十八烷基甲苯磺酸钠，继续搅拌至少1.5小时后依次加入脂肪酰胺聚氧乙烯醚和异辛醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚，继续搅拌至少30分钟后冷却至室温，即得超深层页岩气井高温管柱清洗液。

[0028] 实施例3

[0029] 实施例3的一种超深层页岩气井高温管柱清洗液，包括以下组份：双烷基二苯醚二磺酸钠50g；N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠80g；十八烷基甲苯磺酸钠15g；脂肪酰胺聚氧乙烯醚200g；异辛醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚20g；增溶剂40g；乙二醇80g；去离子水515g。其中，双烷基二苯醚二磺酸钠为双辛基二苯醚二磺酸钠与双十二烷基二苯醚二磺酸钠按质量比1:1.5形成的混合物；N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠为N,N’‑双月桂酰基乙二胺二乙磺酸钠和N,N’‑双十四酰基乙二胺二乙磺酸钠按质量比1:1.5形成的混合物；增溶剂为二甲苯磺酸钠和异丙苯磺酸钠按质量比1:1形成的混合物。

[0030] 实施例3的超深层页岩气井高温管柱清洗液的制备方法，该方法包括以下步骤：将去离子水、乙二醇和增溶剂加入到反应釜中，升温至65℃后加入双烷基二苯醚二磺酸钠、N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠、十八烷基甲苯磺酸钠，继续搅拌至少1.5小时后依次加入脂肪酰胺聚氧乙烯醚和异辛醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚，继续搅拌至少30分钟后冷却至室温，即得超深层页岩气井高温管柱清洗液。

[0031] 实施例4

[0032] 实施例4的一种超深层页岩气井高温管柱清洗液，包括以下组份：双烷基二苯醚二磺酸钠30g；N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠120g；十八烷基甲苯磺酸钠10g；脂肪酰胺聚氧乙烯醚220g；异辛醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚20g；增溶剂50g；乙二醇80g；去离子水470g。其中，双烷基二苯醚二磺酸钠为双辛基二苯醚二磺酸钠与双十二烷基二苯醚二磺酸钠按质量比1:2形成的混合物；N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠为N,N’‑双月桂酰基乙二胺二乙磺酸钠和N,N’‑双十四酰基乙二胺二乙磺酸钠按质量比1:1.5形成的混合物；增溶剂为二甲苯磺酸钠和异丙苯磺酸钠按质量比1:1.5形成的混合物。

[0033] 实施例4的超深层页岩气井高温管柱清洗液的制备方法，包括以下步骤：将去离子水、乙二醇和增溶剂加入到反应釜中，升温至65℃后加入双烷基二苯醚二磺酸钠、N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠、十八烷基甲苯磺酸钠，继续搅拌至少1.5小时后依次加入脂肪酰胺聚氧乙烯醚和异辛醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚，继续搅拌至少30分钟后冷却至室温，即得超深层页岩气井高温管柱清洗液。

[0034] 实施例1‑4中，双烷基二苯醚二磺酸钠具有式（1）的结构式：

[0035]          （1）

[0036] 式（1）中，R1=C8～C18。

[0037] 实施例1‑4中，N,N’‑双脂酰基乙二胺二乙磺酸钠具有式（2）的结构式：

[0038]                     （2）

[0039] 式（2）中，R2=C7～C17。

[0040] 实施例1‑4中，脂肪酰胺聚氧乙烯醚为椰油酰胺聚氧乙烯醚，具有式（3）的结构式：

[0041]                 （3）

[0042] 式（3）中，R3= C6～C18，n=15。

[0043] 实施例1‑4中，异辛醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚具有式（4）的结构式：

[0044]        （4）

[0045] 式（4）中，x=6，y=3。

[0046] 后文对成都华阳兴华化工有限公司生产的页岩气井油基钻井液清洗剂XH316（后文简称“XH316清洗剂”）和实施例1‑4的超深层页岩气井高温管柱清洗液及其制备方法制备的超深层页岩气井高温管柱清洗液（后文简称“清洗液”）进行耐温能力及清洗效果测试。

[0047] 清洗溶液的制备：XH316清洗剂和实施例1‑4的超深层页岩气井高温管柱清洗液及其制备方法制备的超深层页岩气井高温管柱清洗液各取500mL，分别和9500mL清水混合均匀，得到清洗溶液；分别取5000ml上述所得到的清洗溶液置于老化罐中，密封，放入220℃恒温烘箱中老化12h后冷却取出，得到老化后的5000mL清洗溶液，待用；上述所得到的清洗溶液剩余的为老化前的5000mL清洗溶液，待用。XH316清洗剂和实施例1‑4均分别制备得到老化前或老化后的5000mL清洗溶液。

[0048] 取现场页岩气井抗高温超高密度油基钻井液作为试验用油基钻井液样品。

[0049] 清洗试验方法：打开井筒模拟清洗装置的盖体，卸下内管体，称内管体质量W（克），把内管体刻度线以下部分浸入油基钻井液样品中30秒后，移开油基钻井液样品，沥干粘满油基钻井液样品的内管体（以下称为试样内管体）并称其质量W1。按前述方式共制备10份试样内管体。将其中一份试样内管体装入模拟装置，将盖体盖回筒体并旋紧；将实施例1的老化前的5000mL清洗溶液加入到带泵水箱中，启动加注泵，循环清洗10min，停泵；打开盖体取出试样内管体，沥干并称其质量W2；然后将其中另一份试样内管体装入模拟装置，将实施例1的老化后的5000mL清洗溶液加入到带泵水箱中，重复前述步骤进行实验；依此类推，直至完成对XH316清洗剂和实施例2‑4的老化前及老化后的5000mL清洗溶液的实验。按式（ⅰ）计算出清洗率。

[0050]         （ⅰ）

[0051] 式（ⅰ）中：

[0052] η表示清洗率，%；

[0053] W表示内管体质量，克；

[0054] W1表示浸满油基钻井液样品的试样内管体清洗前的质量，克；

[0055] W2表示浸满油基钻井液样品的试样内管体清洗后的质量，克。

[0056] 清洗效果保持率按式（ⅱ）计算。

[0057]         （ⅱ）

[0058] 式（ⅱ）中：

[0059] θ表示清洗效果保持率，%；

[0060] η0表示老化前清洗率，%；

[0061] η1表示220℃老化12h后清洗率，%。

[0062] 试验结果如表1、表2所示。

[0063] 表1 清洗试验结果一

[0064]

[0065] 表2 清洗试验结果二

[0066]

[0067] 表1、表2试验结果表明， XH316清洗剂耐220℃能力差，实施例1、实施例2、实施例3、实施例4的超深层页岩气井高温管柱清洗液及其制备方法制备的超深层页岩气井高温管柱清洗液均具有很好的耐温性，能抗220℃的高温，对于抗高温超高密度油基钻井液均具有良好的清洗效果，清洗率均在97%以上，清洗效果保持率均在98%以上。

[0068] 为进一步说明本发明超深层页岩气井高温管柱清洗液具有能抗220℃高温的意料不到的技术效果，后文对超深层页岩气井高温管柱清洗液的复配配方的各原材料进行耐温能力及清洗效果测试。

[0069] 对各原材料进行耐温能力及清洗效果测试，具体为：

[0070] 各原材料的清洗溶液的制备：原材料各取500mL，分别和9500mL清水混合，得到各原材料的清洗溶液；分别取5000ml上述所得到的各原材料的清洗溶液置于老化罐中，密封，放入220℃恒温烘箱中老化12h后冷却取出，得到老化后的5000mL各原材料的清洗溶液，待用；上述所得到的各原材料的清洗溶液剩余的为老化前的5000mL各原材料的清洗溶液，待用。

[0071] 取现场页岩气井抗高温超高密度油基钻井液作为试验用油基钻井液样品。

[0072] 各原材料进行耐温能力及清洗效果测试的清洗试验方法与前述XH316清洗剂和实施例1‑4均分别制备的老化前或老化后的5000mL清洗溶液的清洗试验方法相同，为简便起见，本文在此不再累述。

[0073] 试验结果如表3、表4所示。

[0074] 表3 清洗试验结果三

[0075]

[0076] 表4 清洗试验结果四

[0077]

[0078] 表3、表4试验结果表明，二甲苯磺酸钠、异丙苯磺酸钠、异辛醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚在220℃老化12h后基本无清洗效果；十八烷基甲苯磺酸钠能耐220℃高温但清洗效果很差；双辛基二苯醚二磺酸钠、双十二烷基二苯醚二磺酸钠、N,N’‑双月桂酰基乙二胺二乙磺酸钠、N,N’‑双十四酰基乙二胺二乙磺酸钠清洗效果一般，耐温能力强，220℃老化12h后清洗效果保持率均在93%以上；椰油酰胺聚氧乙烯醚清洗效果为所有原料中最好，但仍距离使用要求较远，220℃老化12h后清洗效果保持率为78.28%，耐温能力一般。

[0079] 结合表1、表2、表3、表4试验结果表明，本发明的超深层页岩气井高温管柱清洗液通过复配技术手段，创新性地研制出的清洗液体系，在220℃的高温条件下，清洗率仍均在97%以上，清洗效果保持率也均在98%以上，达到220℃的耐温性能，清洗效果优良，带来了意料不到的技术效果。

[0080] 以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明记载的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。