本发明专利技术提供了一种无黏土相微泡钻井液，包括：基浆，以重量份计，所述基浆包括：纯碱0.1～0.4份；水100份；处理剂，以基浆中水的重量份为基准，所述处理剂包括：发泡剂0.5～1.5份；稳泡剂0.3～0.8份；泡沫增强剂0.2～0.6份；高温稳定剂0.1～0.3份；降滤失剂2～6份；护壁剂2～4份；抑制剂1～3份；所述的高温稳定剂为亚硫酸钠、硫代硫酸钠、三乙胺中的一种。本发明专利技术通过以黏弹性表面活性剂为发泡剂，配合体系中高温稳定剂、稳泡剂、泡沫增强剂、降滤失剂、护壁剂和抑制剂可以提高微泡对内部空气核密封性，增强微泡在高温高压条件下的抗压缩性，改善微泡钻井液承压封堵性能，减少井漏发生概率。减少井漏发生概率。
【技术实现步骤摘要】
一种无黏土相微泡钻井液
[0001]本专利技术涉及钻井液
，尤其是涉及一种无黏土相微泡钻井液。
技术介绍
[0002]国内老油气田经长期开采，储层地层压力系数逐年下降，部分区块地层压力系数甚至在1.0以下。在这类低压储层钻进过程中，使用常规水基钻井液极易造成钻井液漏失，需要采用低密度钻井液来降低钻井液密度，降低漏失发生概率，保证钻井施工安全。
[0003]微泡钻井液是一种新型低密度钻井液体系，体系中的微泡由三层表面活性剂分子包裹空气形成，微泡直径在25～200μm之间，具有刚性聚能效果，抗压缩能力强。微泡钻井液体系密度低，可重复使用，不受MWD和钻井液马达等井下工具的影响，现场不用添加注入气体的设备等优势，并且微泡自身能有效封堵微裂缝，在钻遇地层微裂缝时，可有效防止或减少钻井液漏失。常规的微泡钻井液体系中含有黏土，虽然有利于提高微泡稳定性，但体系中的黏土在钻进过程中易对储层造成污染，需要使用无黏土相微泡钻井液提高对储层的保护。
[0004]在ZL201110252738.3中公开了一种无固相微泡钻井液，但这种体系没有考虑在高温高压条件下常规表面活性剂形成的微泡稳定性、抗压缩性不足，导致微泡易破裂，严重影响体系防漏性能；同时也没有考虑体系抑制性，这可能导致施工过程中井壁失稳而发生卡钻事故。
技术实现思路
[0005]有鉴于此，本专利技术要解决的技术问题在于提供一种无黏土相微泡钻井液，本本专利技术提供的无黏土相微泡钻井液不含黏土，可以改善微泡钻井液承压封堵性能，减少井漏发生概率；同时体系具有强抑制性，可有效抑制泥页岩水化分散。
[0006]本专利技术提供了一种无黏土相微泡钻井液，包括：
[0007]基浆，以重量份计，所述基浆包括：纯碱0.1～0.4份；水100份；
[0008]处理剂，以基浆中水的重量份为基准，所述处理剂包括：
[0009][0010][0011]所述的高温稳定剂为亚硫酸钠、硫代硫酸钠、三乙胺中的一种。
[0012]优选的，所述发泡剂为十二烷基二甲基甜菜碱和椰油酰基甲基牛磺酸钠。
[0013]优选的，所述十二烷基二甲基甜菜碱和椰油酰基甲基牛磺酸钠的质量比为1：(0.1～10)。
[0014]优选的，所述稳泡剂为温伦胶和高粘度羧甲基纤维素钠。
[0015]优选的，所述温伦胶和高粘度羧甲基纤维素钠的质量比为1：(0.2～2)。
[0016]优选的，所述降滤失剂为低粘度羧甲基纤维素钠、磺化酚醛树脂和磺化褐煤；
[0017]优选的，所述低粘度羧甲基纤维素钠、磺化酚醛树脂和磺化褐煤的质量比为1：(0.5～4)：(0.5～4)。
[0018]优选的，所述泡沫增强剂由包括丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和二甲基烯丙基十二烷基氯化铵制备得到；所述丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和二甲基烯丙基十二烷基氯化铵的摩尔比为(4～8)：(22～28)：(13～17)。
[0019]优选的，所述护壁剂由包括丙烯酰胺、聚苯乙烯和甲基丙烯酸丁酯制备得到；所述丙烯酰胺、聚苯乙烯和甲基丙烯酸丁酯的质量比为(0.5～1.5)：(0.7～1.3)：(1～3)。
[0020]优选的，所述抑制剂由包括丙烯酰胺、二甲胺和环氧氯丙烷制备得到；所述丙烯酰胺、二甲胺和环氧氯丙烷的摩尔比为1：(0.5～0.7)：(0.5～0.7)。
[0021]与现有技术相比，本专利技术提供了一种无黏土相微泡钻井液，包括：基浆，以重量份计，所述基浆包括：纯碱0.1～0.4份；水100份；处理剂，以基浆中水的重量份为基准，所述处理剂包括：发泡剂0.5～1.5份；稳泡剂0.3～0.8份；泡沫增强剂0.2～0.6份；高温稳定剂0.1～0.3份；降滤失剂2～6份；护壁剂2～4份；抑制剂1～3份；所述的高温稳定剂为亚硫酸钠、硫代硫酸钠、三乙胺中的一种。本专利技术通过以黏弹性表面活性剂为发泡剂，配合体系中高温稳定剂、稳泡剂、泡沫增强剂、降滤失剂、护壁剂和抑制剂可以提高微泡对内部空气核密封性，增强微泡在高温高压条件下的抗压缩性，改善微泡钻井液承压封堵性能，减少井漏发生概率；同时体系具有强抑制性，可有效抑制泥页岩水化分散，减少施工过程中井壁失稳等井下复杂环境。
附图说明
[0022]图1为PVT流体测试仪在135℃下对实施例4和对比例1抗压缩性能结果图。
具体实施方式
[0023]本专利技术提供了一种无黏土相微泡钻井液，本领域技术人员可以借鉴本文内容，适当改进工艺参数实现。特别需要指出的是，所有类似的替换和改动对本领域技术人员来说是显而易见的，它们都属于本专利技术保护的范围。本专利技术的方法及应用已经通过较佳实施例进行了描述，相关人员明显能在不脱离本
技术实现思路
、精神和范围内对本文的方法和应用进行改动或适当变更与组合，来实现和应用本专利技术技术。
[0024]本专利技术提供了一种无黏土相微泡钻井液，包括：
[0025]基浆，以重量份计，所述基浆包括：纯碱0.1～0.4份；水100份；
[0026]处理剂，以基浆中水的重量份为基准，所述处理剂包括：
[0027][0028]所述的高温稳定剂为亚硫酸钠、硫代硫酸钠、三乙胺中的一种。
[0029]本专利技术提供的一种无黏土相微泡钻井液，包括基浆。
[0030]本专利技术所述基浆，以重量份计。基浆包括：纯碱0.1～0.4份；具体可以为0.1份、0.2份、0.3份或0.4份，或者上述任意二者之间的点值。
[0031]基浆包括水100份。
[0032]本专利技术提供的一种无黏土相微泡钻井液，包括处理剂，以基浆中水的重量份为基准，所述处理剂包括：
[0033][0034]按照本专利技术，所述发泡剂的重量份数优选为0.5～1.5份；更优选为0.7～1.3份；最优选为0.8～1.2。在本专利技术中，所述发泡剂优选为十二烷基二甲基甜菜碱和椰油酰基甲基牛磺酸钠。在本专利技术中，所述十二烷基二甲基甜菜碱和椰油酰基甲基牛磺酸钠的质量比优选为1：(0.1～10)，更优选为1：(0.5～8)，更优选为1：(1～6)，更优选为1：(2～5)，最优选为1：(3～4)。
[0035]在本专利技术中，所述稳泡剂的重量份数优选为0.3～0.8份，更优选为0.3～0.7份。在本专利技术中，所述稳泡剂优选为温伦胶和高粘度羧甲基纤维素钠。在本专利技术中，所述温伦胶和高粘度羧甲基纤维素钠的质量比优选为1：(0.2～2)，更优选为1：(0.5～1.5)，更优选为1：(0.8～1.2)，最优选为1:1。
[0036]在本专利技术中，所述泡沫增强剂的重量份数优选为0.2～0.6份，更优选为0.3～0.6份。在本专利技术中，所述泡沫增强剂由包括以下物料的原料制备得到：
[0037]丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和二甲基烯丙基十二烷基氯化铵。
[0038]在本专利技术中，所述丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和二甲基烯丙基十二烷基氯化铵的摩尔比优选为(4～8)：(22～28)：(13～17)，更优选为(5～7)本文档来自技高网...
【技术保护点】
【技术特征摘要】
1.一种无黏土相微泡钻井液，包括：基浆，以重量份计，所述基浆包括：纯碱0.1～0.4份；水100份；处理剂，以基浆中水的重量份为基准，所述处理剂包括：所述的高温稳定剂为亚硫酸钠、硫代硫酸钠、三乙胺中的一种。2.根据权利要求1所述的微泡钻井液，其特征在于，所述发泡剂为十二烷基二甲基甜菜碱和椰油酰基甲基牛磺酸钠。3.根据权利要求2所述的微泡钻井液，其特征在于，所述十二烷基二甲基甜菜碱和椰油酰基甲基牛磺酸钠的质量比为1：(0.1～10)。4.根据权利要求1所述的微泡钻井液，其特征在于，所述稳泡剂为温伦胶和高粘度羧甲基纤维素钠。5.根据权利要求4所述的微泡钻井液，其特征在于，所述温伦胶和高粘度羧甲基纤维素钠的质量比为1：(0.2～2)。6.根据权利要求1所述的微泡钻井液，其特征在于，所述降滤失剂为低粘度羧甲基纤维素钠、磺化酚醛树脂和磺化褐煤。7.根据权利要求1所述的微泡钻井液，其特...
【专利技术属性】
技术研发人员：谢建宇，刘光成，卢国林，吴健，史沛谦，吕跃滨，
申请(专利权)人：中石化中原石油工程有限公司中石化中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院，
类型：发明
国别省市：
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