一种强抑制双疏型高性能水基钻井液体系及其应用制造技术

本发明专利技术属于深井、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。本发明专利技术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。

【技术实现步骤摘要】
一种强抑制双疏型高性能水基钻井液体系及其应用
本专利技术属于深井、超深井
，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。
技术介绍
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。
技术实现思路
本专利技术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％。本专利技术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。本专利技术的有益效果：本专利技术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。具体实施方式本专利技术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，向本文档来自技高网...

【技术保护点】
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。

【技术特征摘要】
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...

【专利技术属性】
技术研发人员：赵利，冯海平，郑克祥，刘涛光，黄凯，毛德森，
申请(专利权)人：中国石油集团西部钻探工程有限公司，北京石大博诚科技有限公司，
类型：发明
国别省市：新疆,65