CN108728056A - 一种强抑制双疏型高性能水基钻井液体系及其应用 - Google Patents

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Abstract

本发明属于深井、超深井技术领域，公开了强抑制双疏型高性能水基钻井液体系及其应用。该钻井液体系的核心处理剂包括：钻井液用封堵防塌剂‑乙烯树脂衍生物、钻井液用封堵剂NVP‑DMAM共聚物、钻井液用润滑剂‑脂肪醇衍生物、钻井液用页岩抑制剂‑多枝化聚胺和钻井液用封堵防塌剂‑甲基丙烯酸酯共聚物。本发明钻井液体系通过严格选择钻井液核心处理剂，配伍得到的钻井液体系真正做到集“固化、封堵、抑制、双疏、润滑”于一体，其井壁稳定性、抑制能力、润滑性达到了油基钻井液的水平，并实现了对微纳米级孔缝的封堵，达到了保护环境、节省成本的目的。

Description

一种强抑制双疏型高性能水基钻井液体系及其应用
技术领域
本发明属于深井、超深井技术领域，具体涉及一种强抑制双疏型高性能水基钻井液体系及其应用。
背景技术
准噶尔盆地腹部和南缘的深井、超深井及大位移水平井的勘探。这些地区储层埋藏相对深、地层压力变化大、岩性复杂，所以钻探困难，成本高，时效低。在钻探过程中，钻井液面临的技术难题很多，如：井壁稳定、井漏、井眼净化、环境污染、高成本等。尤其是南缘山前构造，地质情况异常复杂，特别是安集海河组地层的强水敏泥页岩、超高压地层流体、高构造应力、高陡地层倾角以及上部巨厚砾石层、地质破碎带等引起的井壁失稳，造成该区钻井速度低，事故、复杂时率居高不下。
其中，中石油川庆钻探工程服务有限公司基本上垄断南缘钻井工程技术服务市场。目前使用的水基钻井液因为抑制性差、井壁稳定性不足、润滑防卡能力不足以及孔隙和微裂缝封堵能力不足等，难以满足要求。而油基钻井液也存在一系列问题，如成本高、环境污染严重、固井质量差、影响测井等，这成为全面、经济开发深层地层油气的重要障碍。因此，有必要研发适合准噶尔盆地深井、超深井安全、高效、顺利钻探的水基钻井液。
发明内容
本发明提供了一种强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，该钻井液体系的核心处理剂包括：钻井液用封堵防塌剂-乙烯树脂衍生物、钻井液用封堵剂NVP-DMAM共聚物、钻井液用润滑剂-脂肪醇衍生物、钻井液用页岩抑制剂-多枝化聚胺和钻井液用封堵防塌剂-甲基丙烯酸酯共聚物。
其中，所述强抑制双疏型高性能水基钻井液体系中，所述钻井液用封堵防塌剂-乙烯树脂衍生物占钻井液质量的2～5％。
其中，所述强抑制双疏型高性能水基钻井液体系中，所述钻井液用封堵剂NVP-DMAM共聚物占钻井液质量的1～3％。
其中，所述强抑制双疏型高性能水基钻井液体系中，所述钻井液用润滑剂-脂肪醇衍生物占钻井液质量的2～5％。
其中，所述强抑制双疏型高性能水基钻井液体系中，所述钻井液用页岩抑制剂-多枝化聚胺占钻井液质量的1～2％。
其中，所述强抑制双疏型高性能水基钻井液体系中，所述钻井液用封堵防塌剂-甲基丙烯酸酯共聚物占钻井液质量的0.5～1％。
其中，所述强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，该体系还包括占钻井液质量0.1～0.3％的包被抑制剂AM-DMC共聚物。
其中，所述强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，该体系还包括：加重剂，例如重晶石。
优选地，所述强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，以质量百分比计，包括70～85％的土浆、0.2～0.5％氢氧化钠、0.1～0.3％钻井液用包被抑制剂AM-DMC共聚物、1～3％钻井液用封堵剂NVP-DMAM共聚物、2～5％钻井液用封堵防塌剂乙烯树脂衍生物、1～2％钻井液用页岩抑制剂多枝化聚胺、2～5％钻井液用润滑剂脂肪醇衍生物、0.5～1％钻井液用封堵防塌剂甲基丙烯酸酯共聚物、5～12％氯化钾，其余为重晶石。
其中，上述土浆的质量浓度为2～3％。
本发明还提供上述强抑制双疏型高性能水基钻井液体系在淡水、盐水中的应用，优选为在饱和盐水中的应用。
本发明的有益效果：本发明钻井液体系通过严格选择钻井液核心处理剂，配伍得到的钻井液体系真正做到集“固化、封堵、抑制、双疏、润滑”于一体，其井壁稳定性、抑制能力、润滑性达到了油基钻井液的水平，并实现了对微纳米级孔缝的封堵，达到了保护环境、节省成本的目的。在该技术中，“固化、双疏”强调从内因上解决井壁失稳难题，“封堵、抑制”强调从外因上解决井壁失稳难题，“润滑”需要从内外因相结合提高水基钻井液的润滑性，从而实现内外因协同来实现井眼固化、阻止水/油进入、减小扭矩、润滑防卡等。体系现场易维护，可确保钻井液性能的稳定；满足环保要求，属于无毒无公害产品，完全达环保要求。所述强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，适用于淡水、盐水、饱和盐水体系。
具体实施方式
本发明提供了一种强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，该钻井液体系的核心处理剂包括：钻井液用封堵防塌剂-乙烯树脂衍生物、钻井液用封堵剂NVP-DMAM共聚物、钻井液用润滑剂-脂肪醇衍生物、钻井液用页岩抑制剂-多枝化聚胺和钻井液用封堵防塌剂-甲基丙烯酸酯共聚物；
所述钻井液用封堵防塌剂-乙烯树脂衍生物占钻井液质量的2～5％；
所述钻井液用封堵剂NVP-DMAM共聚物占钻井液质量的1～3％；
所述钻井液用润滑剂-脂肪醇衍生物占钻井液质量的2～5％；
所述钻井液用页岩抑制剂-多枝化聚胺占钻井液质量的1～2％；
所述钻井液用封堵防塌剂-甲基丙烯酸酯共聚物占钻井液质量的0.5～1％。
其中，所述钻井液用封堵防塌剂-乙烯树脂衍生物由包含以下重量份数的组分制备得到：苯乙烯40～60份，丁二稀40～60份，乳化剂(如阳离子型磺酸钠盐或者硫代丁二酸盐)2～10份，引发剂(如不饱和二羟酸、丙烯酸和甲基丙烯酸中的至少一种)1～2份，水90～130份，破乳剂(如氯化钙水溶液)10～20份；
其制备方法为：(1)聚合反应：常温条件下，向反应釜中加入上述重量份数的水、苯乙烯、丁二稀和乳化剂，升温到90～100℃，搅拌均匀，保温反应2～3h，需每10分钟观察并记录反应釜内的温度，通过温度变化监测脂化反应的完成情况；然后向反应釜中缓慢分3～5批加入引发剂，继续保温反应3～4h，得到聚合物料；
(2)破乳：待上述聚合物料降温至40～50℃，加入破乳剂进行破乳，破乳时间0.5～1h，当物料和水完全分离后，停止反应；
(3)烘干：步骤(2)完成后，分离已经破乳的物料，于90～105℃进行干燥、放料，得到固体粉末即为终产品，经计量、包装、检测后入库。
其中，所述钻井液用封堵剂NVP-DMAM共聚物由包含以下重量份数的原料制备得到：乙烯基吡咯烷酮(NVP)20～30份，甲基丙烯酸二甲基氨基乙酯(DMAM)30～40份，丙烯酰胺10～20份，乳化剂(如山梨酸醇脂肪酸酯类、磷脂类和司盘类中的至少一种)2～10份，溶剂油(如白油、乙二醇和乙醇中的至少一种)22～35份，引发剂(如强氧化剂类、强还原剂和偶氮类引发剂)1～5份；
其制备方法为：常温条件下，向反应釜中加入溶剂油，于搅拌条件下按配比缓慢加入NVP、DMAM、丙烯酰胺和乳化剂，搅拌30～60分钟，通入氮气除氧10～20分钟，然后将釜内物料升温至30～35℃，加入引发剂，待釜内物料升温至55～65℃后，反应4～5小时，即得到终产品，将终产品分装、取样检测、入库。
其中，所述钻井液用润滑剂-脂肪醇衍生物由包含以下重量份数的原料制备得到：脂肪酸20～30份，脂肪醇聚氧乙烯醚40～50份，催化剂(例如磷酸，三氯化铝、对甲基苯磺酸、氢氧化钠和复合碱中的至少一种)1～5份，硼酸15～20份，乳化剂(例如span80，span85和tween80中的至少一种)3～10份，分散剂(如白油)20～30份；
其制备方法为：(1)脂肪酸与脂肪醇的脂化反应：常温条件下，向反应釜中加入脂肪酸，升温至50～55℃，然后加入脂肪醇搅拌均匀，通入氮气，升温至80～90℃，再加入催化剂，继续升温至170～180℃，保温反应4～6h，得到脂化物料一；
(2)硼酸与脂肪醇的脂化反应：常温条件下，向反应釜中加入硼酸和脂肪醇，搅拌均匀，升温至80～90℃，然后加入催化剂，升温至170～180℃，保温反应4～6h，得到脂化物料二；
(3)将脂化物料一和脂化物料二混合，向其中加入乳化剂和分散剂，于60～80℃条件下保温反应1～3h，得到可自由流动的液体即为终产品。
其中，所述钻井液用页岩抑制剂-多枝化聚胺由包含以下重量份数的原料制备得到：脂肪胺30～40份、环氧丙烷(PO)30～40份、环氧丁烷(BO)20～30份、活性基团化合物(如1-苯基-2硝基丙烯和1-(4-氯笨基)-2硝基丙烯中的至少一种)20～30份；
其制备方法为：(1)聚合反应：在常温条件下，按配比向反应釜中加入环氧丙烷、环氧丁烷和脂肪胺，升温至80～90℃，保持温度不变，反应2～4h；
(2)接枝聚合反应：待步骤(1)反应完成后，再加入活性基团化合物进行接枝聚合反应，在80～90℃条件下反应2～4h，得到终产品。
其中，所述钻井液用封堵防塌剂-甲基丙烯酸酯共聚物由包含以下重量份数的组分制备得到：甲基丙烯酸酯30～40份，丙烯酸酯20～30份，丙烯酸20～30份，盐酸多巴胺5～10份，助溶剂5～10份，引发剂1～5份；
其制备方法为：常温条件下，向反应釜中依次加入甲基丙烯酸酯、丙烯酸酯、丙烯酸、盐酸多巴胺和助溶剂，搅拌30～60分钟，通入氮气除氧，通氮气完成，将反应釜升温至100～110℃，向釜内缓慢加入引发剂，保温聚合反应4～5小时，反应完成后降温至40℃以下，用碱液调节反应产物pH值至中性，加水稀释反应产物，取样检测，入库。
其中，所述强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，该体系还包括占钻井液质量0.1～0.3％的包被抑制剂AM-DMC共聚物，所述包被抑制剂AM-DMC共聚物由碳酸二甲酯(DMC)、丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、阳离子单体反相乳液聚合而成。
其中，所述强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，该体系还包括：加重剂，例如重晶石。
优选地，所述强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，以质量百分比计，包括70～85％质量浓度为2～3％的土浆、0.2～0.5％氢氧化钠、0.1～0.3％钻井液用包被抑制剂AM-DMC共聚物、1～3％钻井液用封堵剂NVP-DMAM共聚物、2～5％钻井液用封堵防塌剂乙烯树脂衍生物、1～2％钻井液用页岩抑制剂多枝化聚胺、2～5％钻井液用润滑剂脂肪醇衍生物、0.5～1％钻井液用封堵防塌剂甲基丙烯酸酯共聚物、5～12％氯化钾，其余为重晶石。
本发明还提供上述强抑制双疏型高性能水基钻井液体系在淡水、盐水中的应用，优选为在饱和盐水中的应用。
下文将结合具体实施例对本发明的技术方案做更进一步的详细说明。下列实施例仅为示例性地说明和解释本发明，而不应被解释为对本发明保护范围的限制。凡基于本发明上述内容所实现的技术均涵盖在本发明旨在保护的范围内。
除非另有说明，以下实施例中使用的原料和试剂均为市售商品，或者可以通过已知方法制备。
实施例1
XZ-强抑制双疏型高性能水基钻井液体系基本配方(密度：1.7g/cm3)：
80％浓度2-3％土浆+0.3％氢氧化钠+0.3％钻井液用包被抑制剂AM-DMC共聚物TCB-1+2％钻井液用封堵剂NVP-DMAM共聚物XZ-CMJ+3％钻井液用封堵防塌剂乙烯树脂衍生物XZ-FDJ+1.2％钻井液用页岩抑制剂多枝化聚胺XZ-YZJ+3％钻井液用润滑剂脂肪醇衍生物XZ-RHJ+0.6％钻井液用封堵防塌剂甲基丙烯酸酯共聚物XZ-GBJ+7％氯化钾+重晶石。
上述各组分均为钻井液专用组分。
钻井液体系配制方法：按照上述钻井液配方的组份，采取如下步骤：
在现场搅拌器73转/min左右搅拌速度下，用加重漏斗在水化好的坂土浆中依次加入氢氧化钠、包被抑制剂、封堵剂、防塌剂、润滑剂和重晶石，充分搅拌并采取地面循环均匀。即可得到本实施例配制的钻井液。
对本实施例制得的XZ-强抑制双疏型高性能水基钻井液体系进行流变性能评价，评价结果见表1。
表1体系流变性能实验结果
备注：测试温度50℃，老化条件120℃×16h，HTHP：120℃，3.5Map。
表1结果表明：XZ强抑制双疏型高性能水基钻井液体系在长时间老化后依然具有良好的流变性、润滑性和滤失造壁性，同时，体系具有良好的抗污染能力。
对本实施例制得的XZ-强抑制双疏型高性能水基钻井液体系与油基钻井液体系进行流变性能对比，对比结果见表2。
表2实施例1体系与油基钻井液体系流变性能对比
体系的岩屑回收率达到了油基相当的水平(表3)：
表3.
清水 实施例1 油基钻井液
回收率 3.69％ 97.87％ 99.27％
表2和表3的结果说明XZ强抑制双疏型高性能水基钻井液体系的性能达到了油基钻井液的水平。
现场应用
本发明XZ强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，在克拉玛依西泉区块完成了定向井XQD3020井、XQD3044井，吉木萨尔县致密油区块JHW023水平井钻井施工，XQD3020、XQD3044试验井电测成功率100％，西泉区块定向井平均电测成功率为71％；井径扩大率分别为1.78％和1.26％，西泉区块定向井平均井径扩大率为3.09％；复杂时率0％，西泉区块定向井平均复杂时率为1.29％；节省了钻井时间。
解决了以前未解决的技术难题(易漏、易垮塌等)，钻井液性能稳定、起下钻正常、无掉块垮塌现象等，达到了预期目标。具有很好的推广应用前景。
表4.邻井对比
该钻井液体系环保高效，环玛湖已完井钻井液费用平均每米成本比以前下降19％，体现XZ新型高性能水基钻井液在该区块适用优越性。与同井型邻井相比，井下复杂率下降4.65％，节约了钻井液费用，降低了钻井成本。
XZ强抑制双疏型高性能水基钻井液主要应用井段白口泉组，应用井平均机械钻速提高1.84m/h，三开对比应用井段平均缩短钻井周期55天。
XZ强抑制双疏型高性能水基钻井液推广井密度比去年密度都低，降低了对储层的损害，触变性能比邻井低，在小井眼中非常关键，HTHP失水低,体系的稳定抗污染性能稳定(见表4)。
以上所述为本发明的优选实施例，应当指出，对于本领域的技术人员来说，在不脱离本发明结构的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些也应当视为本发明的保护范围，这些都不会影响本发明实施的效果和本专利的实用性。

Claims (10)

1.强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，其特征在于，该钻井液体系的核心处理剂包括：钻井液用封堵防塌剂-乙烯树脂衍生物、钻井液用封堵剂NVP-DMAM共聚物、钻井液用润滑剂-脂肪醇衍生物、钻井液用页岩抑制剂-多枝化聚胺和钻井液用封堵防塌剂-甲基丙烯酸酯共聚物。
2.根据权利要求1所述的强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，其特征在于，所述钻井液用封堵防塌剂-乙烯树脂衍生物占钻井液质量的2～5％。
3.根据权利要求1所述的强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，其特征在于，所述钻井液用封堵剂NVP-DMAM共聚物占钻井液质量的1～3％。
4.根据权利要求1所述的强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，其特征在于，所述钻井液用润滑剂-脂肪醇衍生物占钻井液质量的2～5％。
5.根据权利要求1所述的强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，其特征在于，所述钻井液用页岩抑制剂-多枝化聚胺占钻井液质量的1～2％。
6.根据权利要求1所述的强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，其特征在于，所述钻井液用封堵防塌剂-甲基丙烯酸酯共聚物占钻井液质量的0.5～1％。
7.根据权利要求1～6任一项所述的强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，其特征在于，该体系还包括占钻井液质量0.1～0.3％的包被抑制剂AM-DMC共聚物。
8.根据权利要求1～6任一项所述的强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，其特征在于，该体系还包括：加重剂，例如重晶石。
9.根据权利要求1～6任一项所述的强抑制双疏型高性能水基钻井液体系，其特征在于，以质量百分比计，包括70～85％的土浆、0.2～0.5％氢氧化钠、0.1～0.3％钻井液用包被抑制剂AM-DMC共聚物、1～3％钻井液用封堵剂NVP-DMAM共聚物、2～5％钻井液用封堵防塌剂乙烯树脂衍生物、1～2％钻井液用页岩抑制剂多枝化聚胺、2～5％钻井液用润滑剂脂肪醇衍生物、0.5～1％钻井液用封堵防塌剂甲基丙烯酸酯共聚物、5～12％氯化钾，其余为重晶石；
优选地，上述土浆的质量浓度为2～3％。
10.权利要求1～9任一项所述强抑制双疏型高性能水基钻井液体系在淡水、盐水中的应用，优选为在饱和盐水中的应用。
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