CN114057933B - 一种无固相抗污染钻井液 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及石油、天然气勘探开发过程中的钻井液领域，特别涉及一种无固相抗污染钻井液，该无固相抗污染钻井液包括以下原料：淡水、增粘剂、抗温抗盐流型调节剂、胺类抑制剂、降滤失剂、封堵防塌剂，所述的抗温抗盐流型调节剂为烯基磺酸、烯基吡啶和烯基苯反应生成的共聚物。本发明至少具有以下优点：抗温抗盐流型调节剂具有较好的增粘提切和抗温、抗污染性，在此基础上结合钻井液性能需求，使得配制的无固相抗污染钻井液具有良好的流变性、低密度、较好的抗温性和抗盐抗钙性等特点，同时由于没有膨润土和其他固相颗粒的添加，体系的储层保护效果明显。

Description

一种无固相抗污染钻井液
技术领域
本发明涉及一种无固相抗污染钻井液，尤其涉及一种适用于胜利油田潜山高温低压油气藏的无固相抗污染钻井液。
背景技术
由于无固相钻井液具有众多优点，自20世纪70年代国外首先研究应用无固相钻井液以来，其得到了国内外极大的关注及不断发展。目前国内外已形成了多种成熟的无固相钻井液体系，主要包括水基无固相钻井液以及近年来大力推广应用的欠平衡无固相钻井流体。
1、水基无固相钻井液
由于水基钻井液具有成本低、可供选择的类型多、所需处理剂来源广泛及性能容易控制等优点，因此一直是钻开油气层的首选，其中比较有代表性的有无固相清洁盐水钻井液、无膨润土暂堵型聚合物钻井液、水包油钻井液以及近年来新研制的甲酸盐钻井液、无固相弱凝胶钻井液体系等。
(1)无固相清洁盐水钻井液
该类钻井液不含膨润土和其它固相，其密度通过添加不同类型和不同数量的可溶性无机盐进行调节。常用的无机盐有氯化钠、氯化钙、氯化钾、溴化钠、溴化钾、溴化钙和溴化锌等，其密度可在1.0-2.3g/m3范围内可调，因此基本上能在不使用固相的情况下满足不同油气井对其密度的要求。该钻井液的流变参数和滤失量可以通过添加对油气层无伤害或低伤害的聚合物来控制，还应加入适量的防腐剂防腐蚀。
无固相清洁盐水钻井液可以大大降低固相伤害和水敏伤害，但其仅适用于套管下至油气层顶部的、油气层为单一压力层系的裂缝性油气层或强水敏性油气层。该钻井液在辽河、长庆、华北、中原等油田多口井的现场应用中取得了较好效果，但由于存在成本高、工艺复杂、对处理剂和固控设备要求高、易发生漏失以及腐蚀较严重等问题，所以很少用做钻井液，但它在射孔液和压井液中应用广泛。
(2)无膨润土暂堵型聚合物钻井液
该钻井液由水相、聚合物和固相颗粒暂堵剂组成。其密度可以根据油气层孔隙压力，利用不同种类和加量的可溶性无机盐来调节(注意避免引发盐敏)。其流变性可通过选用各种与油气层配伍的聚合物和高价金属离子来调控，常用的聚合物有：生物聚合物、高粘CMC、HEC等。滤失量则可通过加入各种与油气层孔喉直径匹配的暂堵剂来控制，在钻井液液柱压差作用下，暂堵剂在近井壁形成泥饼，阻止钻井液中的固相或滤液侵入储层。在使用过程中必须加强固控控制，以降低有害固相含量。目前常用的暂堵剂按其溶解性和作用原理可分为以下四类：
①酸溶性暂堵剂
常用的有不同粒径的碳酸钙、碳酸铁等能溶于酸的固相颗粒。当油井投产时，可以通过酸化而实现解堵，从而恢复油气层的原始渗透率。但此类暂堵剂不宜用于酸敏性油气层。酸溶性暂堵剂的加量一般为3-5％。
②水溶性暂堵剂
常用的有细目氯化钠和复合硼酸盐等。它只适用于加有缓蚀剂和盐抑制剂的饱和盐水体系中。所用的饱和盐水要根据所配体系密度大小来选择。例如，低密度体系用复合硼酸盐饱和盐水或其它低密度盐水作为基液，体系密度范围为1.03-1.20g/m3。而氯化钠加入到密度为1.2g/m3的饱和盐水中，体系密度范围为1.20-1.56g/m3。当选用高密度体系时，需选用氯化钙、溴化钙或溴化锌饱和盐水，密度可达到1.50-2.30g/m3。此种暂堵剂在油气井投产时，可用低矿化度水来溶解各种盐粒实现解堵。
③油溶性暂堵剂
常用的有油溶性树脂、石蜡、沥青类等产品，按其作用方式不同可以分为两类：一类是脆性油溶性树脂，其主要用做架桥粒子，这类产品有油溶性的聚苯乙烯、改性酚醛树脂、二聚松香酸等；另一类是可塑性油溶性树脂，它的微粒在一定压差下可以变形，在使用时主要用作充填颗粒，此类树脂有乙烯-丙烯酸酯、乙烯-醋酸乙烯树脂、石蜡、氧化沥青、磺化沥青等。油溶性暂堵剂可以被地层中产出的原油而溶解，也可以通过注入柴油或亲油的表面活性剂将其溶解，从而实现解堵。
④单向压力暂堵剂
常用的有改性纤维素或各种极细的改性木屑、改性果壳等。这类暂堵剂在压差作用下进入储层，与储层孔吼直径相匹配的颗粒封堵孔吼。而当油气井投产后，油气层压力将大于井下液柱压力，在反向压差作用下，该暂堵剂将被从孔吼中推出，进而实现解堵。
以上各类暂堵剂可以根据油气层特性而单独使用，也可以复配使用。无膨润土暂堵型聚合物钻井液通常只宜用在技术套管下至油气层顶部，且油气层为单一压力层系的油气井中。这种钻井液尽管有很多优点，但使用成本很高，且使用条件较苛刻，故在实际钻井中并未得到广泛应用。
(3)水包油钻井液
水包油钻井液是将一定量的油分散在水或不同矿化度的盐水中，形成一种水为分散介质、油为分散相的无固相水包油钻井液。其组分除水和油外，还有水相增粘剂，主、辅乳化剂和降滤失剂等。其密度可以通过调节油水比和加入不同类型、数量的可溶性无机盐来调节，其最低密度可达0.89g/m3。水包油钻井液的流变性能和滤失量可通过在水相或油相中加入各种低伤害的处理剂来调节。
这种钻井液特别适用于技术套管下至油气层顶部的低压、裂缝性油气层，且它也是欠平衡钻井中的一种常用的钻井液。但它的缺点是油的用量较大，且配置成本较高，对固控要求较高，维护较困难。
(4)甲酸盐钻井液
甲酸盐钻井液是指由甲酸钠、甲酸钾、甲酸铯等有机盐为主处理剂，配置的钻井完井液体系，其基液密度可以根据不同油气层压力和钻井完井液的设计要求进行调节，最高可达到2.3g/m3，不需要添加固体加重材料，且在高密度下可方便的实现低粘度。高矿化度的有机盐水能预防大多数油气层的粘土水化膨胀和分散运移，具有很好的抑制性，且甲酸盐盐水不含卤化物，腐蚀性小，不需添加腐蚀剂。研究表明，甲酸盐与聚合物配伍性良好，可以提高聚合物的转变温度(如生物聚合物XC)或改变聚合物分子结构的有序度(如聚阴离子纤维素、淀粉等)；同时，甲酸根离子是医疗等行业中广泛使用的有效除氧剂和自由基清除剂，因此在钻井完井液体系中能清除氧化性物质，提高聚合物抗热氧降解的能力，所以甲酸盐能在一定程度上能明显提高聚合物的抗温能力，非常适用于配制无固相钻井完井液。
甲酸盐钻井液首先由壳牌石油公司于上世纪80年代末90年代初研制出来，Mobil公司首次在印度尼西亚Belanak油田和德国Walsrode地区的高温高压实验井中成功应用了甲酸盐无固相钻井液，实验井温度分别为157℃和162.8℃，其后并在深井高温环境下的钻井、完井作业中取得了较好的应用效果。且大量试验表明，甲酸盐盐水具有非常好的HSE性能，与常用的高密度无机盐水钻井液相比，具有明显优势。目前，该钻井液已在国内外各种井型中得到了良好的应用。但甲酸盐存在价格较高、货源不足等缺点，这在很大程度上制约了其应用的广泛性。随着甲酸盐生产工艺的改善和回收技术的发展，预计其使用成本会不断减低，所以甲酸盐钻井液具有良好的应用前景。
(5)无固相弱凝胶钻井液
为了更好的解决无固相钻井液的悬浮、携带岩屑问题，目前国内外的研究方向是研制一种不同于传统钻井液的新型钻井液—无固相弱凝胶钻井液体系。常规凝胶的形成主要是依赖于交联剂，聚合物通过与交联剂的作用在一定的温度和一定的时间下成胶，而弱凝胶钻井液是一种快速弱凝胶体系，与常规凝胶的形成机理不同，它是利用聚合物之间的协同效应，可在低温和短时间内成胶，所形成的弱凝胶具有独特的流变性，具有很高的动塑比(＞1)和低剪切粘度，良好的剪切稀释能力和触变性，静切力无时间依赖性，具有优良的悬浮能力，可以有效的防止钻屑在井壁的低边沉降，具有很强的井眼净化能力，且可以利用特殊的完井液解除泥饼，保护储层，提高油井产量。
目前，国外麦克巴钻井液公司已开发出这种具有特殊结构的无固相弱凝胶钻井液FLO-PRO体系，现场大量应用表明，FLO-PRO体系具有优良的井眼清洁能力和油气层保护效果，完全可以满足油气层保护的要求；在国内，有资料报道通过对协同增粘剂等关键处理剂的仿制，开发出了该无固相弱凝胶钻井液体系，目前已在渤海湾地区油气井的现场作业中取得了较为广泛的应用。该钻井液与甲酸盐的配伍性好，可用甲酸盐来调节密度，现场应用结果表明，无固相弱凝胶钻井液体系的储层保护效果较好。无固相弱凝胶钻井液体系最大的缺点是抗温性较差，其耐温性尚不足140℃，因此一般只用于浅井或深井的上部地层。
2、欠平衡无固相钻井流体
对于低压裂缝性油气层、低压水敏性或易发生严重漏失的油气层，由于其油气层压力系数较低，传统钻井技术难以满足油气层保护要求，而近平衡或欠平衡钻井技术能避免压差造成的油气层伤害，且具有明显提高钻速等优点，所以越来越引起国内外的广泛重视。近平衡或欠平衡钻井技术的进步，带动了欠平衡无固相钻井流体的发展。目前，欠平衡无固相钻井流体有已开发的、较为成熟的空气、泡沫、充气钻井液等流体以及近几年来在国内外备受关注的超临界二氧化碳流体。
(1)空气流体
空气钻井流体是由空气或天然气、防腐剂和干燥剂等组成的一种循环介质。由于空气密度最低，保证是在负压下钻进，且其本身不含固相和液相，因此可以最大限度的保护油气层。使用空气钻井，具有钻速快、钻时短等优点，并能有效的预防井漏带来的油气层伤害。但该流体的使用受到井壁不稳定、地层出水等问题的限制。
(2)充气钻井液
充气钻井液是以气体为分散相，液相为分散介质，并加入一定量的稳定剂，使之最终成为气液混合均匀，且稳定的体系。该钻井液经过地面除气设备后，气体被除去，而液相将再次进入钻井泵从而继续循环。充气钻井液的密度最低可达0.6g/m3，能减轻压差对油气层的伤害，可用来钻进低压易漏失的油气层，且其携岩能力好，具有良好的应用前景。但其成本高，且工艺复杂，所以目前仅在特殊情况下使用。
(3)泡沫流体
泡沫流体是由空气或氮气或天然气、淡水或盐水、发泡剂、稳泡剂、增粘剂等组成的稳定气泡，气泡外层被液膜包围而形成的一种气-水分散体系。该体系在较低的剪切速率下具有较高的表观粘度，所以具有良好的携岩能力。同时，该流体具有密度低(0.032-0.065g/m3)、机械钻速高、油气层浸泡时间段等优点，具有优良的油气层保护能力，特别适用于低压油气层钻进，是目前欠平衡钻井中经常使用的一种钻井流体。该体系的缺点是配置成本较高、控制气液比时有一定难度，且还需配置一套专用的泡沫设备。以上方面在很大程度上限制了该项技术的广泛应用。
(4)超临界二氧化碳钻井流体
超临界二氧化碳是指处于临界温度(31.1℃)和临界压力(7.38MPa)之上的二氧化碳流体。国外最新试验研究表明，利用超临界二氧化碳具有粘度低、扩散系数大、密度大、流动性好、良好的溶解度和传质特性，容易实现井底欠平衡―平衡―过平衡三种钻进状态的转换，可望使小井眼连续管欠平衡钻井过程中存在的钻井液有关复杂问题(如空气钻井存在易爆炸问题，氮气在连续管欠平衡钻井中存在不能为井下动力钻具提供足够动力的问题，而泡沫钻井存在难以实现全井过程的欠平衡等问题)得到较好的解决，该项钻井液新技术可望推动油气钻井技术的革新与进步。
然而，由于欠平衡钻井流体技术的相对不成熟，还没有成熟的边喷边钻技术，所以目前该技术尚不适合用于在生产层内钻进，且考虑到井壁稳定问题，该流体不适合于打开破碎性不稳定或异常地应力不稳定等地层。所以在生产层内实施油气层保护技术措施时，一般会采用无固相水基钻井完井液体系，但常规无固相水基钻井液体系的抗温能力不高，一般在120℃左右，引入有机盐类后(利用有机盐的协同耐温作用能提高聚合物的耐温性)，其耐温能力最高不超过150℃，这已远不能满足开发深层高温油气藏的需要，严重制约了高温油气藏的有效开发。
研制开发新型高温无固相钻井液，已成为目前国内外钻井液领域的研究热点之一。近几年来，国外在新型高温无固相钻井液的开发方面，已取得了明显进展，如麦克巴泥浆公司已经研发出了能抗162℃高温的甲酸盐无固相钻井液体系，并在高温储层取得了良好的现场应用；而哈里伯顿公司则以新研制的耐高温聚合物增粘剂为基础，成功开发出了抗180℃高温的无固相钻井液体系，突破了无固相钻井液高温稳定性这一技术瓶颈；而国内在该方面取得的研究进展则相对落后，目前已开发出的、较成熟的无固相钻井液体系的耐温能力最高不超过150℃，如中国石油大学等多家国内石油院校和个别油田也相继开发出了能够抗140-160℃高温的无固相钻井液体系，但目前国内尚未见到耐温性超过150℃的无固相钻井液体系的公开报道。以上体系是均通过研选耐温聚合物增粘剂、高温稳定剂后，进一步利用有机盐的协同耐温作用来构建的。
目前由于外国公司对高温无固相钻井液关键技术严格保密，且国外有关处理剂产品价格高及技术服务费用偏高，因此研发高温无固相钻井液关键处理剂及体系配方，对开发深层高温油气藏具有重要现实意义。
潜山油气藏是近几年胜利油田产能建设的重要油藏类型，已成为胜利油田新的储量增长点。但济阳坳陷的古生界潜山地层地质结构复杂，储层非均质性严重，且埋藏较深，井底温度高达150℃，储层压力系数为1.05-1.11g/cm3，属于高温低压油气藏，勘探开发难度大，同时在该类油气藏钻探中存在的油气层伤害、钻井时效低、钻井周期长等问题仍亟待解决。目前，现场普遍采用以聚丙烯酰胺、聚阴离子纤维素为主要处理剂的低密度清水无固相钻井液体系，密度控制在1.05～1.10g/cm3，但上述钻井液体系的高温稳定性差，抗盐能力不足，造成现场钻井液具有“切力低、滤失量大、调控难度大”等缺点，不利于悬浮携带岩屑与保护储层。因此，形成适用于的低密度、抗高温、抗盐抗钙的无固相钻井液，对潜山高温低压油气藏的勘探开发具有重要意义。
中国专利CN103275680B公布了一种无粘土低固相水平井段钻井液及其制备方法，抗温达为140℃。中国专利CN101955760A公布了一种无固相钻井液，体系抗温仅为130℃，抗10％NaCl和1％Ca(OH)2。专利CN 104974722 A公布了一种无固相钻井液及其制备方法和应用，该体系抗温达150℃，但文中并没有介绍该钻井液体系的抗盐性能，限制了其在高温含盐地层的钻进。上述技术的不足是：1、体系中抗温能力不足，2、抗盐抗钙能力较弱等问题，无法满足胜利油田潜山油气藏施工要求。
发明内容
本发明的目的在于，克服现有技术的不足，提供一种同时兼具增粘提切、抗温、抗盐抗钙性能的抗温抗盐流型调节剂及无固相抗污染钻井液。
本发明所提供的钻井液通过引入一种具有“缔合微交联结构”的抗温抗盐流型调节剂，并以该流型调节剂作为核心处理剂，构建综合性能良好的无固相抗污染钻井液，从而提高其高温下钻井液性能的稳定性和抗盐抗钙能力。
本发明所述的抗温抗盐流型调节剂是由烯基磺酸、烯基吡啶和烯基苯反应生成的共聚物。
所述的烯基磺酸、烯基吡啶和烯基苯的质量比为(20-80)：(10-60)：(0.3-1.5)。
所述的烯基磺酸是乙烯基磺酸、2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸或2-丙烯酰胺基十二烷基磺酸中的一种或几种混合物。
所述的烯基吡啶是1-乙烯基-2-吡咯烷酮(N-乙烯基吡啶烷酮)、5-乙烯基-2-吡咯烷酮、4-乙烯基吡啶中的任意一种。
所述的烯基苯是苯乙烯或二乙烯苯中的一种或混合物。
所述的共聚物是由烯基磺酸、烯基吡啶和烯基苯作为反应物，去离子水作为溶剂，十二烷基硫酸钠作为助溶剂，在pH值调节到7.0后，在65℃、引发剂作用下，通过共聚反应7h，制得。
所述的引发剂是偶氮二异丁腈、过硫酸钾或过硫酸铵中的任意一种，引发剂的加入量为烯基磺酸、烯基吡啶和烯基苯总质量的0.3％。
所述的十二烷基硫酸钠的加入量为烯基磺酸、烯基吡啶和烯基苯总质量的1.0％。
本发明所述的一种无固相抗污染钻井液，组成成分及其重量份数如下：水：1000、增粘剂：10-20、抗温抗盐流型调节剂5-20、胺类抑制剂：5-20、降滤失剂：30-60、封堵防塌剂：20-50、加重剂。
优选的，所述的增粘剂为磺酸盐共聚物：生物聚合物＝3～5:1～2的质量比例组合。
进一步，优选的，所述增粘剂采用磺酸盐共聚物:生物聚合物＝3:1或磺酸盐共聚物:生物聚合物＝5:2的质量比例组合。
优选的，所述胺类抑制剂为有机胺、胺基硅醇或胺基聚醇。
优选的，所述降滤失剂为聚阴离子纤维素、羧甲基纤维素、磺化褐煤树脂、多支化酚醛树脂、磺甲基酚醛树脂、抗温淀粉中的一种或多种。
优选的，所述封堵防塌剂为氧化沥青、乳化沥青、磺化沥青、天然沥青、改性沥青HQ-1、乳化石蜡中的一种或多种。
优选的，所述加重剂为超细碳酸钙。
本发明与现有技术相比，具有以下效果：
(1)该抗温抗盐流型调节剂抗温、抗盐抗钙性能较好，同时兼具增粘提切性能。
(2)本发明无固相抗污染钻井液提高了常规无固相钻井液的抗温性，可达150℃，抗15％NaCl和1.0％CaCl2。
(3)本发明无固相抗污染钻井液密度低，在1.03-1.10g/cm3可调控，适用于高温低压油气藏。
(4)本发明无固相抗污染钻井液不含固相，减少了固相侵入对油气层的损害。
本发明无固相抗污染钻井液具有良好的流变性和动塑比，有利于携带钻屑，提高了井眼净化能力。
具体实施方式
实施例1
在反应瓶中，加入100g去离子水，边搅拌边加入2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸10g，N-乙烯基吡啶烷酮5g,二乙烯苯2.5g和十二烷苯硫酸钠0.175g，用20％氢氧化钠水溶液调节pH＝7.0，加入偶氮二异丁腈0.0525g，通氮气驱氧30min，边搅拌边加热至温度为65℃，反应7h。将反应瓶中粘稠液体冷却室温，置于丙酮中搅拌沉淀，并再用丙酮/水的混合溶剂和丙酮分别浸泡三次，得白色沉淀物；将形成的白色沉淀物在105℃下真空干燥，即得抗高温聚合物流型调节剂。
实施例2
在反应瓶中，加入100g去离子水，边搅拌边加入乙烯基磺酸16g，1-烯丙基-2-吡咯烷酮12g,苯乙烯3.0g和十二烷基硫酸钠0.31g，用20％氢氧化钠水溶液调节pH＝7.0，加入偶氮二异丁腈0.093g，通氮气驱氧30min，边搅拌边加热至温度为65℃，反应7h。将反应瓶中粘稠液体冷却室温，置于丙酮中搅拌沉淀，并再用丙酮/水的混合溶剂和丙酮分别浸泡三次，得白色沉淀物；将形成的白色沉淀物在105℃下真空干燥，即得抗高温聚合物流型调节剂。
实施例3
在反应瓶中，加入100g去离子水，边搅拌边加入2-丙烯酰胺基十二烷基磺酸12g，4-乙烯基吡啶8g，苯乙烯2.0g和十二烷基硫酸钠0.22g，用20％氢氧化钠水溶液调节pH＝7.0，加入偶氮二异丁腈0.066g，通氮气驱氧30min，边搅拌边加热至温度为65℃，反应7h。将反应瓶中粘稠液体冷却室温，置于丙酮中搅拌沉淀，并再用丙酮/水的混合溶剂和丙酮分别浸泡三次，得白色沉淀物；将形成的白色沉淀物在105℃下真空干燥，即得抗高温聚合物流型调节剂。
实施例4
在反应瓶中，加入100g去离子水，边搅拌边加入乙烯基磺酸10g，5-乙烯基-2-吡啶烷酮5g,二乙烯苯2.5g和十二烷苯硫酸钠0.175g，用20％氢氧化钠水溶液调节pH＝7.0，加入偶氮二异丁腈0.0525g，通氮气驱氧30min，边搅拌边加热至温度为65℃，反应7h。将反应瓶中粘稠液体冷却室温，置于丙酮中搅拌沉淀，并再用丙酮/水的混合溶剂和丙酮分别浸泡三次，得白色沉淀物；将形成的白色沉淀物在105℃下真空干燥，即得抗高温聚合物流型调节剂。
实施例5
在反应瓶中，加入100g去离子水，边搅拌边加入2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸10g，4-乙烯基吡啶5g,二乙烯苯2.5g和十二烷苯硫酸钠0.175g，用20％氢氧化钠水溶液调节pH＝7.0，加入偶氮二异丁腈0.0525g，通氮气驱氧30min，边搅拌边加热至温度为65℃，反应7h。将反应瓶中粘稠液体冷却室温，置于丙酮中搅拌沉淀，并再用丙酮/水的混合溶剂和丙酮分别浸泡三次，得白色沉淀物；将形成的白色沉淀物在105℃下真空干燥，即得抗高温聚合物流型调节剂。
实施例6
在反应瓶中，加入100g去离子水，边搅拌边加入2-丙烯酰胺基十二烷基磺酸16g，1-烯丙基-2-吡咯烷酮12g,苯乙烯3.0g和十二烷基硫酸钠0.31g，用20％氢氧化钠水溶液调节pH＝7.0，加入偶氮二异丁腈0.093g，通氮气驱氧30min，边搅拌边加热至温度为65℃，反应7h。将反应瓶中粘稠液体冷却室温，置于丙酮中搅拌沉淀，并再用丙酮/水的混合溶剂和丙酮分别浸泡三次，得白色沉淀物；将形成的白色沉淀物在105℃下真空干燥，即得抗高温聚合物流型调节剂。
实施例7
在反应瓶中，加入100g去离子水，边搅拌边加入乙烯基磺酸16g，4-烯丙基吡啶12g,苯乙烯3.0g和十二烷基硫酸钠0.31g，用20％氢氧化钠水溶液调节pH＝7.0，加入偶氮二异丁腈0.093g，通氮气驱氧30min，边搅拌边加热至温度为65℃，反应7h。将反应瓶中粘稠液体冷却室温，置于丙酮中搅拌沉淀，并再用丙酮/水的混合溶剂和丙酮分别浸泡三次，得白色沉淀物；将形成的白色沉淀物在105℃下真空干燥，即得抗高温聚合物流型调节剂。
实施例8
在反应瓶中，加入100g去离子水，边搅拌边加入2-丙烯酰胺基十二烷基磺酸12g，N-乙烯基吡啶烷酮8g，二乙烯苯2.0g和十二烷基硫酸钠0.22g，用20％氢氧化钠水溶液调节pH＝7.0，加入偶氮二异丁腈0.066g，通氮气驱氧30min，边搅拌边加热至温度为65℃，反应7h。将反应瓶中粘稠液体冷却室温，置于丙酮中搅拌沉淀，并再用丙酮/水的混合溶剂和丙酮分别浸泡三次，得白色沉淀物；将形成的白色沉淀物在105℃下真空干燥，即得抗高温聚合物流型调节剂。
实施例9
在反应瓶中，加入100g去离子水，边搅拌边加入2-丙烯酰胺基十二烷基磺酸12g，5-乙烯基-2-吡啶烷酮8g，苯乙烯2.0g和十二烷基硫酸钠0.22g，用20％氢氧化钠水溶液调节pH＝7.0，加入偶氮二异丁腈0.066g，通氮气驱氧30min，边搅拌边加热至温度为65℃，反应7h。将反应瓶中粘稠液体冷却室温，置于丙酮中搅拌沉淀，并再用丙酮/水的混合溶剂和丙酮分别浸泡三次，得白色沉淀物；将形成的白色沉淀物在105℃下真空干燥，即得抗高温聚合物流型调节剂。
实施例10
本发明所提供的一种含有这种抗温抗盐流变调节剂的无固相抗污染钻井液，包括以下重量分数比的原料：水：1000、增粘剂：10-20、抗温抗盐流型调节剂5-20、胺类抑制剂：5-20、降滤失剂：30-60、封堵防塌剂：20-50、加重剂：根据需要。
其中，所述的抗温抗盐流型调节剂为上述所述的抗温抗盐流型调节剂。所述的增粘剂为磺酸盐共聚物:生物聚合物＝3～5:1～2的质量比例组合。进一步，所述增粘剂采用磺酸盐共聚物:生物聚合物＝3:1或磺酸盐共聚物:生物聚合物＝5:2的质量比例组合。所述胺类抑制剂为有机胺、胺基硅醇或胺基聚醇中的任意一种。所述降滤失剂为聚阴离子纤维素、羧甲基纤维素、磺化褐煤树脂、多支化酚醛树脂、磺甲基酚醛树脂、抗温淀粉中的一种或多种。所述封堵防塌剂为氧化沥青、乳化沥青、磺化沥青、天然沥青、改性沥青HQ-1、乳化石蜡中的一种或多种。所述加重剂为超细碳酸钙。
具体的如：
实施例11
在高搅杯中加入1000mL淡水，开启搅拌机，在6000r/min下边搅拌边加入10g增粘剂(磺酸盐共聚物：生物聚合物＝3:1)、15g抗温抗盐流型调节剂、10g有机胺、10g抗温淀粉、20g磺甲基酚醛树脂(SMP-Ⅱ)、20g磺化褐煤树脂(SPNH)、30g磺化沥青。
实施例12
在高搅杯中加入1000mL淡水，开启搅拌机，在6000r/min下边搅拌边加入20g增粘剂(磺酸盐共聚物：生物聚合物＝5:2)、10g抗温抗盐流型调节剂、5g胺基聚醇、5g羧甲基纤维素、20g多支化酚醛树脂、30g磺化褐煤树脂、30g改性沥青HQ-1。
实施例13
在高搅杯中加入1000mL淡水，开启搅拌机，在6000r/min下边搅拌边加入15g增粘剂(磺酸盐共聚物：生物聚合物＝3:1)、10g抗温抗盐流型调节剂、10g有机胺、10g抗温淀粉、20g磺甲基酚醛树脂(SMP-Ⅱ)、20g磺化褐煤树脂(SPNH)、30g磺化沥青，用超细碳酸钙加重至1.10g/cm3。
实施例14
在高搅杯中加入1000mL淡水，开启搅拌机，在6000r/min下边搅拌边加入10g增粘剂(磺酸盐共聚物：生物聚合物＝5:2)、10g抗温抗盐流型调节剂、10g有机胺、10g抗温淀粉、20g磺甲基酚醛树脂(SMP-Ⅱ)、20g磺化褐煤树脂(SPNH)、30g磺化沥青。
实施例15
在高搅杯中加入1000mL淡水，开启搅拌机，在6000r/min下边搅拌边加入20g抗温抗盐聚合物(磺酸盐共聚物：生物聚合物＝3:1)、15g抗温抗盐流型调节剂、5g胺基聚醇、5g羧甲基纤维素、20g多支化酚醛树脂、30g磺化褐煤树脂、30g改性沥青HQ-1。
实施例16
在高搅杯中加入1000mL淡水，开启搅拌机，在6000r/min下边搅拌边加入15g增粘剂(磺酸盐共聚物：生物聚合物＝5:2)、10g抗温抗盐流型调节剂、10g有机胺、10g抗温淀粉、20g磺甲基酚醛树脂(SMP-Ⅱ)、20g磺化褐煤树脂(SPNH)、30g磺化沥青，用超细碳酸钙加重至1.10g/cm3。
实施例17
在高搅杯中加入1000mL淡水，开启搅拌机，在6000r/min下边搅拌边加入10g增粘剂(磺酸盐共聚物：生物聚合物＝5:2)、10g抗温抗盐流型调节剂、10g有机胺、10g羧甲基纤维素、20g磺甲基酚醛树脂(SMP-Ⅱ)、20g磺化褐煤树脂(SPNH)、30g氧化沥青。
实施例18
在高搅杯中加入1000mL淡水，开启搅拌机，在6000r/min下边搅拌边加入15g增粘剂(磺酸盐共聚物：生物聚合物＝3:1)、15g抗温抗盐流型调节剂、5g胺基聚醇、10g聚阴离子纤维素、20g多支化酚醛树脂、30g磺化褐煤树脂、30g天然沥青。
实施例19
在高搅杯中加入1000mL淡水，开启搅拌机，在6000r/min下边搅拌边加入20g增粘剂(磺酸盐共聚物：生物聚合物＝5:2)、10g抗温抗盐流型调节剂、10g胺基硅醇、10g抗温淀粉、20g磺甲基酚醛树脂(SMP-Ⅱ)、20g磺化褐煤树脂(SPNH)、20g乳化石蜡、10改性沥青HQ-1，用超细碳酸钙加重至1.10g/cm3。
其中，实施例11-19中抗温抗盐流型调节剂分别对应实施例1-9得到的抗温抗盐流型调节剂。
下面对实施例制备的抗温抗盐流型调节剂和含有这种抗温抗盐流型调节剂的无固相抗污染钻井液性能进行测试。
实验1抗温抗盐流型调节剂性能测试
评价了实施例1-3制成的抗温抗盐流型调节剂，测试结果见表1。实施例4-9的测试方法如实施例1-3，实验数据不再一一例出。
评价样品1为实施例1制成的抗温抗盐流型调节剂；
评价样品2为实施例2制成的抗温抗盐流型调节剂；
评价样品3为实施例3制成的抗温抗盐流型调节剂。
评价样品4为山东德顺源公司生产的生物聚合物XC。
具体步骤为：向分别装有400L淡水、4％NaCl、1％CaCl2溶液的高脚杯中，加入1.5％的评价样品，高速搅拌均匀后于25℃下测其流变性；然后将实验浆分别装入老化罐中，在150℃下热滚16h，并用同样方法测定在25℃下测其流变性，实验数据见表1。
表1抗温抗盐流型调节剂性能测试结果
Figure GDA0003936304110000151
表1测试结果表明，不同于生物聚合物XC，本发明实施例1-3的抗温抗盐流变调节剂在淡水、4％NaCl和1％CaCl2的溶液中经150℃热滚老化16h后，依然保持较好的增粘提切性能，抗温、抗盐和抗钙性能明显优于生物聚合物XC，这说明本发明的抗温抗盐流变调节剂较好的抗温、抗盐和抗钙性能。
实验2含有抗温抗盐流型调节剂的无固相抗污染钻井液性能测试
评价了实施例11-13制成的无固相抗污染钻井液，测试结果见表2。实施例14-19的测试方法如实施例11-13，实验数据不再一一例出。
1.基本性能测试
按照钻井液性能测试标准对实施例在老化前和150℃老化16h后的流变性进行测试，实验结果如表2所示。
表2实施例的基本性能测试结果
Figure GDA0003936304110000161
2.抗NaCl污染
表3抗NaCl污染性能测试结果
Figure GDA0003936304110000162
钻井液粘度略有上升，滤失量变化不大，说明体系可抗盐达15％NaCl，抗盐能力较强。
3.抗CaCl2污染
表4抗CaCl2污染性能测试结果
Figure GDA0003936304110000163
Figure GDA0003936304110000171
钻井液粘度略有下降，滤失量有所增大，但都小于6mL，说明体系可抗钙达1.0％CaCl2。
通过表2-4的数据可以发现，本发明提供的无固相抗污染钻井液具有黏度低，切力高、抗温性能好的特点，经150℃高温热滚16h后，仍然具有良好流动性的同时还保持较高的动塑比，有利于岩屑的悬浮和携带。同时提供的钻井液具有抗15％NaCl，1.0％CaCl2，满足现场施工的要求。

Claims (8)

1.一种无固相抗污染钻井液，包括抗温抗盐流型调节剂，其特征在于：组成成分及其重量份数如下：水：1000、增粘剂：10-20、抗温抗盐流型调节剂：5-20、胺类抑制剂：5-20、降滤失剂：30-60、封堵防塌剂：20-50、加重剂；
所述抗温抗盐流型调节剂为烯基磺酸、烯基吡啶和烯基苯反应生成的共聚物；
所述的烯基磺酸、烯基吡啶和烯基苯的质量比为(20-80)：(10-60)：(0.3-1.5)；
所述的烯基磺酸是乙烯基磺酸、2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸或2-丙烯酰胺基十二烷基磺酸中的一种或几种混合物；
所述的烯基吡啶是1-乙烯基-2-吡咯烷酮、N-乙烯基吡啶烷酮、5-乙烯基-2-吡咯烷酮、4-乙烯基吡啶中的任意一种；
所述的烯基苯是苯乙烯或二乙烯苯中的一种或混合物。
2.根据权利要求1所述的无固相抗污染钻井液，其特征在于，所述的共聚物是由烯基磺酸、烯基吡啶和烯基苯作为反应物，去离子水作为溶剂，十二烷基硫酸钠作为助溶剂，在pH值调节到7.0后，在65℃、引发剂作用下，通过共聚反应7h，制得；所述的引发剂是偶氮二异丁腈、过硫酸钾或过硫酸铵中的任意一种，引发剂的加入量为烯基磺酸、烯基吡啶和烯基苯总质量的0.3%；所述的十二烷基硫酸钠的加入量为烯基磺酸、烯基吡啶和烯基苯总质量的1.0%。
3.根据权利要求1或2所述的无固相抗污染钻井液，其特征在于：所述的增粘剂为磺酸盐共聚物：生物聚合物=3~5:1~2的质量比例组合。
4.根据权利要求1或2所述的无固相抗污染钻井液，其特征在于：所述增粘剂采用磺酸盐共聚物:生物聚合物=3:1或磺酸盐共聚物:生物聚合物=5:2的质量比例组合。
5.根据权利要求1或2所述的无固相抗污染钻井液，其特征在于：所述胺类抑制剂为有机胺、胺基硅醇或胺基聚醇中的任意一种。
6.根据权利要求1或2所述的无固相抗污染钻井液，其特征在于：所述降滤失剂为聚阴离子纤维素、羧甲基纤维素、磺化褐煤树脂、多支化酚醛树脂、磺甲基酚醛树脂、抗温淀粉中的一种或多种。
7.根据权利要求1或2所述的无固相抗污染钻井液，其特征在于：所述封堵防塌剂为氧化沥青、乳化沥青、磺化沥青、天然沥青、改性沥青HQ-1、乳化石蜡中的一种或多种。
8.根据权利要求1或2所述的无固相抗污染钻井液，其特征在于：所述加重剂为超细碳酸钙。
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