一种氮杂石墨烯纳米片改性水基和油基钻井液的方法与流程

1.本发明涉及油气田钻井技术领域，特别涉及一种氮杂石墨烯纳米片改性水基和油基钻井液的方法。


背景技术：

2.中石化西南工区主要由西南油气分公司开发，矿权区域地跨四川、重庆、云南、贵州等省市，钻井施工面临点多、面广、施工难度高等难点。2018年后勘探开发的主战场转向威荣页岩气及川西气田，威荣页岩气及川西气田钻井进尺占比大幅提升。同时，水平井、超深井、边缘探井逐年增多，平均钻井深度逐步提升，2020年平均完钻井深度已超过4000米。
3.2018年-2020年，西南油气分公司共发生各类钻完井故障48起，主要包括卡钻故障(22起，51.16％)、工具故障(6起，13.95％)、钻具故障(3起，6.98％)、溢流故障(3起，6.98％)、固井故障(3起，6.98％)、套管故障(2起，4.65％)、井身质量故障(2起，4.65％)、测井故障(1起，2.33％)、钻头故障(1起，2.33％)，卡钻故障仍然是钻完井故障的主要类型。从故障损失时间来看，2018年-2020年因钻完井故障损失总时效1465.43d。其中，因卡钻故障损失时效1043.63d，占比71.22％，因工具故障损失时效57.62d，占比3.93％，因钻具故障损失时效32.15d，占比2.19％，因溢流故障损失时效90.24d，占比6.16％，因固井故障损失时效36.07d，占比2.46％，因套管故障损失时效127.69d，占比8.71％，因井身质量故障损失时效43.63d，占比2.98％，因测井故障损失时效14.32d，占比0.98％，因钻头故障损失时效20.08d，占比1.37％。卡钻故障是损失时效最多的故障。
4.目前，国内外现有钻井液体系的封堵润滑性基本满足现有钻探需要，但一些新区块在钻探过程中，使用油基钻井液仍然存在下部地层井壁失稳、水平井后期托压等问题，造成钻井周期、完井周期加长，因此，有必要开展新的钻井液技术，以解决地层井壁失稳、水平井托压、高摩阻等问题。
5.通过研制钻井液用石墨烯封堵润滑剂，将其应用于油基钻井液体系中，它可吸附到井壁表面、嵌入地层微细裂缝，形成超低渗透封隔层，提高钻井液润滑性，形成应用于复杂地层的石墨烯钻井液封堵润滑体系，降低钻井复杂事故发生，提高事故处理时间，实现降本增效，为西南地区稳产和加快气田开发具有重大意义。
6.合理使用恰当的纳米材料可以大幅度的提高各种油田化学工作液(钻井液、固井水泥浆、压裂液、提高油田采收率的化学驱替液
…
)的效果，从而大大增加油气井的产量，提高油气采收率。目前作为纳米添加剂的材料有膨润土(cn110205104b)，蒙脱土(cn107652952a)等，但是这类添加剂，由于粒径过大而与钻井液相容性差。壳聚糖氧化石墨烯(cn111808581a)添加剂虽然复配性好，但是氧化过程需要用到高碘酸钠等强氧化剂，不利于环保需求。特别在一些高温高盐等严苛井下环境中，需要使用不受温度和盐类影响的固体润滑剂，现有润滑材料包括聚合物小球，玻璃小球，陶瓷小球和石墨类具有片层结构的颗粒。例如，美国专利us2006/0122070a1描述了一种球形石墨作为水基钻井液润滑剂，石墨颗粒的平均粒径大于120目，且超过65％的石墨颗粒能够通过80目筛网。专利w02009/
035758中描述了一种适用于高温高压深井和深水平井水基钻井液的固体润滑剂。该润滑剂的主要成分为球状石油焦(60～100目)，是重油流化焦化或延迟焦化的副产物。然而现有技术的固体润滑剂通常表面呈疏水性，在水基钻井液中难以稳定分散，容易团聚。团聚一方面会导致固体润滑剂颗粒容易被振动筛筛除，另一方面也会造成润滑剂颗粒在钻井液中分布不均，从而削弱润滑效果。


技术实现要素：

7.针对现有技术存在的不足，本发明提出一种适用于页岩地层，兼具高润滑性和强封堵性水基和油基钻井液。具体地说涉及一种适用于页岩地层的高润滑强抑制强封堵性水基钻井液和油基钻井液及其制备方法。其高润滑性来自石墨烯纳米片层的层间滑移性；强抑制封堵性来自高氮含量氮杂石墨烯材料电子吸附性能与钻井液的协同效能，氮杂石墨烯的氮含量，片层大小以及和钻井液复配能力，决定了新型钻井液的封堵润滑最终性能，其强抑制封堵性和高润滑性适用于页岩气钻井勘探开发需要。
8.上述技术目的是通过以下技术方案实现的，一种氮杂石墨烯纳米片改性水基和油基钻井液的方法，该氮杂石墨烯含量为高氮含量石墨烯纳米片，其需要制备成水系溶液后再与现有水基或油基钻井液混合，其中，高氮含量石墨烯材料合成具体制备步骤如下：
9.s1、采用无机盐添加，将工业nacl或kcl晶体与碳粉，尿素，金属有机化合物高速球磨，通过控制二者球磨投料质量比例，球磨时间以及球磨转速，实现nacl或kcl和原料分子级别“重构”，得到碳源前驱体；
10.s2、之后继续高温裂解反应，利用熔盐高温反应介质限制前驱体中分子氮原子逃逸，最终实现高氮含量石墨烯材料合成；
11.所述水系溶液的制备过程如下：
12.将通过步骤s1中得到的碳源前驱体和分散剂加入搅拌机与原料预混；再通过振动筛分机初粉粹；之后通过氮气保护旋转炉或带式炉800℃程序升温烧结；再通过粉粹机或气流粉粹机细粉粹，其中，片状粒径7～8微米；紧接着，加入500升球磨机球磨，其中，球磨机为直径6.5mm锆球；再通过离心机浆料离心分离；再通过干燥设备抽真空后氮气保护80℃下干燥；最后，将粉体或者水溶液浆料包装出货；
13.最后，将氮杂石墨烯水系浆料与钻井液复配，作为添加氮杂石墨烯改性水基或油基钻井液。
14.进一步的，所述无机盐为可溶性的卤化物，硝酸盐，硫酸盐，钠盐，钾盐之一，无机盐与碳源配比从1～100％。
15.进一步的，碳源以苯酐类化合物以及酸酐类化物之一。
16.进一步的，氮源选择来自尿素，含氮原子金属有机化合物。
17.进一步的，氮杂石墨烯制备焙烧温度在600～900度之间，水系浆料制备过程中，球磨锆珠粒径在3～8微米之间，球磨时间1～4小时之间。
18.进一步的，水基钻井液配方为：3％基浆 0.3％大钾 5％smp-2 5％spnh 0.3％pac-lv 3％qs-2 0.6％聚胺 5％kcl 加重至2.0g/cm3。
19.进一步的，低密度油基钻井液配方为：白油：盐水＝80:20 0.8％主乳 1.5％辅乳 1.0％润湿剂 3.0％有机土 3.0％cao 8.0％降滤失剂 3.0％钻井液用封堵剂 加重至
1.55g/cm3。
20.进一步的，油基钻井液配方为彭州4-4井浆；对低密度油基钻井液配方为西油华巍配方。
21.综上本发明具有以下技术效果：
22.无机盐本身的高熔点特性使盐类在氮杂石墨烯制备过程中，填充反应空间有效阻止了石墨烯片层团聚以及氮原子逃逸，通过无机盐添加达到高氮含量石墨烯制备，同时，由于无机盐类与井下盐类种类一致，后续使用过程中并不需要将盐类去除，可直接制备成氮杂石墨烯浆料，与现有水基或者油基钻井液混合使用。
具体实施方式
23.实施例一，
24.一种氮杂石墨烯纳米片改性水基和油基钻井液的方法，该氮杂石墨烯含量为高氮含量石墨烯纳米片，其需要制备成水系溶液后再与现有水基或油基钻井液混合，其中，高氮含量石墨烯材料合成具体制备步骤如下：
25.s1、采用无机盐添加，将工业nacl或kcl晶体与碳粉，尿素，金属有机化合物高速球磨，通过控制二者球磨投料质量比例，球磨时间以及球磨转速，实现nacl或kcl和原料分子级别“重构”，得到碳源前驱体，最终实现高氮含量石墨烯材料合成。相对于不加盐类原料裂解，无机盐添加反应介质下，氮含量从～2％提升到4％，重点工作放在将氮原子含量稳定在～6％。
26.s2、之后继续高温裂解反应，利用熔盐高温反应介质限制前驱体中分子氮原子逃逸，最终实现高氮含量石墨烯材料合成；
27.所述水系溶液的制备过程如下：
28.将通过步骤s1中得到的碳源前驱体和分散剂加入搅拌机与原料预混；再通过振动筛分机初粉粹；之后通过氮气保护旋转炉或带式炉800℃程序升温烧结；再通过粉粹机或气流粉粹机细粉粹，其中，片状粒径7～8微米；紧接着，加入500升球磨机球磨，其中，球磨机为直径6.5mm锆球；再通过离心机浆料离心分离；再通过干燥设备抽真空后氮气保护80℃下干燥；最后，将粉体或者水溶液浆料包装出货；
29.最后，将氮杂石墨烯水系浆料与钻井液复配，作为添加氮杂石墨烯改性水基或油基钻井液。
30.其中，高氮含量石墨烯材料氮原子结构主要为吡啶氮，吡咯氮，石墨化氮以及氨基化氮，高氮含量系指整体材料表面原子含量在4～8％，区别于普通氮杂石墨烯材料的低氮含量1～3％，现场实验显示石墨烯氮原子含量与添加钻井液协同润滑封堵效能呈正相关关系。
31.所述无机盐为可溶性的卤化物，硝酸盐，硫酸盐，钠盐，钾盐之一，无机盐与碳源配比从1～100％。
32.碳源以苯酐类化合物以及酸酐类化物之一。
33.氮源选择来自尿素，含氮原子金属有机化合物。
34.氮杂石墨烯制备焙烧温度在600～900度之间，水系浆料制备过程中，球磨锆珠粒径在3～8微米之间，球磨时间1～4小时之间。
35.水基钻井液配方为：3％基浆 0.3％大钾 5％smp-2 5％spnh 0.3％pac-lv 3％qs-2 0.6％聚胺 5％kcl 加重至2.0g/cm3。
36.低密度油基钻井液配方为：白油：盐水＝80:20 0.8％主乳 1.5％辅乳 1.0％润湿剂 3.0％有机土 3.0％cao 8.0％降滤失剂 3.0％钻井液用封堵剂 加重至1.55g/cm3。
37.油基钻井液配方为彭州4-4井浆；对低密度油基钻井液配方为西油华巍配方。
38.本发明中高氮含量石墨烯材料制备关键技术来自制备石墨烯过程中需要加入无机盐类化合物，这类化合物来自井下实况，主要有卤素盐类如氯化钠，氯化钾，氯化钙，氯化镁等，硝酸盐如硝酸钠，硝酸钾，硝酸镁等为主；本发明中的碳源材料来自环保友好的酸酐类或苯酐类化合物；氮源来自尿素，金属有机化合物如酞菁，卟啉等含氮有机化合物。本发明为获得高氮含量关键技术在于在制备过程中添加无机盐，无机盐本身的高熔点特性使盐类在氮杂石墨烯制备过程中，填充反应空间有效阻止了石墨烯片层团聚以及氮原子逃逸，通过无机盐添加达到高氮含量石墨烯制备。同时，由于无机盐类与井下盐类种类一致，后续使用过程中并不需要将盐类去除，可直接制备成氮杂石墨烯浆料，与现有水基或者油基钻井液混合使用。
39.将氮杂石墨烯水系浆料与钻井液复配，分别考察添加氮杂石墨烯后对水基钻井液，油基钻井液和低密度钻井液的性能影响。
40.(1)纳米石墨烯对水基钻井液的性能影响
41.表1纳米石墨烯对钻井液常规性能的影响
[0042][0043]
结论：高温高压失水泥饼的描述：对泥饼的改善效果明显，添加石墨烯后的泥饼更加薄而致密。
[0044]
表2纳米石墨烯对钻井液抑制性能的影响
[0045][0046]
表3纳米石墨烯对钻井液润滑性能的影响
[0047]
温度(℃)实验条件压持式基浆130℃老化16h0.19435基浆 0.5％石墨烯130℃老化16h0.17914基浆 1％石墨烯130℃老化16h0.15379
[0048]
(2)纳米石墨烯对油基钻井液的性能影响
[0049]
表1纳米石墨烯对钻井液常规性能的影响
[0050][0051]
表2纳米石墨烯对钻井液润滑性能的影响
[0052]
温度(℃)实验条件kf
压持式
井浆150℃老化16h0.161井浆 0.5％石墨烯150℃老化16h0.148井浆 1％石墨烯150℃老化16h0.0845
[0053]
(3)纳米石墨烯对低密度油基钻井液的性能影响
[0054]
新配浆配方＝白油：盐水(25％cacl2)＝80:20 0.8％主乳 1.5％辅乳 1.0％润湿剂 3.0％有机土 3.0％cao 8.0％降滤失剂 3.0％钻井液用封堵剂(fdm-1) 加重至1.55g/cm3。
[0055]
表1纳米石墨烯对钻井液性能的影响
[0056][0057]
综上所述，无机盐本身的高熔点特性使盐类在氮杂石墨烯制备过程中，填充反应空间有效阻止了石墨烯片层团聚以及氮原子逃逸，通过无机盐添加达到高氮含量石墨烯制备，同时，由于无机盐类与井下盐类种类一致，后续使用过程中并不需要将盐类去除，可直接制备成氮杂石墨烯浆料，与现有水基或者油基钻井液混合使用。
[0058]
本具体实施例仅仅是对本发明的解释，其并不是对本发明的限制，本领域技术人员在阅读完本说明书后可以根据需要对本实施例做出没有创造性贡献的修改，但只要在本发明的权利要求范围内都受到专利法的保护。