一种无黏土相微泡钻井液的制作方法

1.本发明涉及钻井液技术领域，尤其是涉及一种无黏土相微泡钻井液。


背景技术：

2.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。
3.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。
4.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。


技术实现要素：

5.有鉴于此，本发明要解决的技术问题在于提供一种无黏土相微泡钻井液，本本发明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。
6.本发明提供了一种无黏土相微泡钻井液，包括：
7.基浆，以重量份计，所述基浆包括：纯碱0.1～0.4份；水100份；
8.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，本发明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]
本发明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，它们都属于本发明保护的范围。本发明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发明内容、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，来实现和应用本发明技术。
[0024]
本发明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]
本发明提供的一种无黏土相微泡钻井液，包括基浆。
[0030]
本发明所述基浆，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]
本发明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]
按照本发明，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。在本发明中，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。在本发明中，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]
在本发明中，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。在本发明中，所述稳泡剂优选为温伦胶和高粘度羧甲基纤维素钠。在本发明中，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]
在本发明中，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。在本发明中，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]
在本发明中，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)：(24～26)：(14～
16)，最优选为6:25:15。
[0039]
在本发明中，所述泡沫增强剂的相对分子质量优选为30000～45000，更优选为35000～40000，最优选为35000。
[0040]
在本发明中，所述泡沫增强剂的制备方法优选为：
[0041]
在巯基乙酸和过硫酸铵的作用下，将十二烷基二甲基烯丙基氯化铵溶液、丙烯酰胺溶液和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶液进行反应，得到泡沫增强剂溶液。
[0042]
在本发明中，所述反应的温度优选为85～95℃，更优选为88～92℃，最优选为90℃。在本发明中，所述反应的时间优选为0.5～1.5小时，更优选为0.8～1.2小时，最优选为1小时。
[0043]
在本发明中，所述反应完成后优选采用碱性物质调整反应体系的ph值至8。
[0044]
在本发明中，所述泡沫增强剂的制备方法更优选为：
[0045]
将巯基乙酸、十二烷基二甲基烯丙基氯化铵溶液、丙烯酰胺溶液和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶液加入反应容器升温至55～65℃，然后将过硫酸铵溶液加入到反应体系，将体系升温至85～95℃反应0.5～1.5小时，用氢氧化钠调整溶液ph值至8，得到泡沫增强剂溶液。
[0046]
在本发明中，所述升温的温度优选为58～62℃，更优选为60℃。在本发明中，所述反应温度和时间与上述技术方案所述反应温度和时间一致，在此不再赘述。
[0047]
在本发明中，所述高温稳定剂为0.1～0.3重量份；优选可以为0.1重量份、0.2重量份或0.3重量份。
[0048]
本发明高温稳定剂为亚硫酸钠、硫代硫酸钠、三乙胺中的一种。本发明对其来源不进行限定，市售即可。
[0049]
在本发明中，所述降滤失剂的重量份数优选为2～6份，更优选为5份。在本发明中，所述降滤失剂优选为低粘度羧甲基纤维素钠、磺化酚醛树脂和磺化褐煤。在本发明中，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优选为1：(0.5～4)：(0.5～4)，更优选为1：(1～3)：(1～3)，最优选为1：(1.5～2.5)：(1.5～2.5)。
[0050]
在本发明中，所述护壁剂的重量份数优选为2～4份，更优选为3～4份。在本发明中，所述护壁剂由以包括以下物料的原料制备得到：
[0051]
丙烯酰胺、聚苯乙烯和甲基丙烯酸丁酯。
[0052]
在本发明中，所述丙烯酰胺、聚苯乙烯和甲基丙烯酸丁酯的质量比优选为(0.5～1.5)：(0.7～1.3)：(1～3)，更优选为(0.8～1.2)：(0.8～1.2)：(1.5～2.5)，最优选为1:0.8:2。
[0053]
在本发明中，所述护壁剂优选为护壁剂水溶液，所述护壁剂水溶液的质量浓度优选为25～35％，更优选为27～32％，最优选为30％。在本发明中，所述护壁剂水溶液的粘度优选为10～15mpa
·
s。
[0054]
在本发明中，所述护壁剂的制备方法优选为：
[0055]
将丙烯酰胺、十二烷基苯磺酸钠和水混合，得到水相；
[0056]
将聚苯乙烯泡沫、辛基酚聚氧乙烯醚和甲基丙烯酸丁酯混合，得到有机相；
[0057]
将所述有机相滴加在水相中乳化，得到乳液；
[0058]
向所述乳液中通入氮气后加入偶氮二异丁脒盐酸盐进行反应，得到护壁剂。
[0059]
在本发明中，所述聚苯乙烯泡沫优选为废聚苯乙烯泡沫。
[0060]
在本发明中，所述丙烯酰胺、十二烷基苯磺酸钠和水的质量比优选为(13～17)：(1～3)：(180～220)，更优选为(14～16)：(1.5～2.5)：(190～210)，最优选为15:2:205。
[0061]
在本发明中，所述聚苯乙烯泡沫、辛基酚聚氧乙烯醚和甲基丙烯酸丁酯的质量比优选为(10～20)：(1～3)：(55～65)，更优选为(12～18)：(1.5～2.5)：(58～62)，最优选为(14～16)：2:60。
[0062]
在本发明中，所述有机相滴加在水相中的温度优选为40～50℃，更优选为42～48℃，最优选为44～46℃；所述有机相滴加在水相中的时间优选为20～30min，更优选为22～28min，最优选为24～26min。
[0063]
在本发明中，所述乳化过程中的转速优选为550～650rpm，更优选为580～620rpm，最优选为600rpm；所述乳化的时间优选为0.5～1.5小时，更优选为0.8～1.2小时，最优选为1小时。
[0064]
在本发明中，所述乳液通入氮气的温度优选为55～65℃，更优选为58～62℃，最优选为60℃；所述乳液通入氮气的时间优选为25～35min，更优选为28～32min，最优选为30min。
[0065]
在本发明中，所述偶氮二异丁脒盐酸盐优选为偶氮二异丁脒盐酸盐溶液。在本发明中，所述加入偶氮二异丁脒盐酸盐反应的时间优选为5～7小时，更优选为5.5～6.5小时，最优选为6小时。
[0066]
在本发明中，所述抑制剂的重量份数优选为1～3份，具体可以为1份，2份或3份。在本发明中，所述抑制剂优选由以下物质制备得到：
[0067]
丙烯酰胺、二甲胺和环氧氯丙烷。
[0068]
在本发明中，所述丙烯酰胺、二甲胺和环氧氯丙烷的摩尔比优选为1：(0.5～0.7)：(0.5～0.7)，更优选为1：(0.5～0.6)：(0.5～0.6)，最优选为1:0.6:0.6。
[0069]
在本发明中，所述抑制剂的相对分子质量优选为4～5万，更优选为4万。
[0070]
在本发明中，所述抑制剂的制备方法优选为：
[0071]
将丙烯酰胺溶液和二甲胺进行反应，得到反应产物；
[0072]
将所述反应产物和环氧氯丙烷反应，得到中间产物；
[0073]
将所述中间产物和过硫酸铵反应，得到抑制剂。
[0074]
在本发明中，所述丙烯酰胺溶液和二甲胺反应的温度优选为20～30℃，更优选为22～28℃，最优选为24～26℃；所述丙烯酰胺溶液和二甲胺反应的时间优选为1.5～2.5小时，更优选为2小时。
[0075]
在本发明中，所述反应产物和环氧氯丙烷反应的温度优选为55～65℃，更优选为58～62℃，最优选为60℃；所述反应产物和环氧氯丙烷反应的时间优选为0.5～1.5小时，更优选为0.8～1.2小时，最优选为1小时。
[0076]
在本发明中，所述中间产物和过硫酸铵反应的温度优选为85～95℃，更优选为88～92℃，最优选为90℃；所述中间产物和过硫酸铵反应的时间优选为0.3～0.7小时，更优选为0.4～0.6小时，最优选为0.5小时。
[0077]
本发明中的泡沫增强剂能够与发泡剂产生协同作用，增加微泡壁厚，提高对微泡中空气核密封性，增强微泡在高温高压条件下的稳定性和抗压缩性；本发明中的护壁剂能
够在井壁表面粘结成膜，封固井壁微裂缝，从而与微泡产生协同作用，显著改善微泡钻井液的承压封堵性能，减少其在低压易漏地层钻井过程中钻井液漏失发生概率。本发明通过高温稳定剂的加入，增加了其高温性能，本发明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。
[0078]
在本发明中，所述微泡钻井液的制备方法优选为：
[0079]
将纯碱加入水中混合，配制得到基浆；
[0080]
将所述处理剂即发泡剂、稳泡剂、泡沫增强剂、高温稳定剂、降滤失剂、护壁剂和抑制剂依次加入到基浆中，搅拌，得到微泡钻井液。
[0081]
本发明对于所述搅拌方式不进行限定，本领域技术人员熟知的即可。
[0082]
本发明的无黏土相微泡钻井液抗温可达135℃，密度0.80～1.0g/cm3可调，微泡稳定性、抗压缩能力强，防漏性能突出，抑制性、储层保护效果好，在低压易漏地层具有良好的防漏效果。
[0083]
为了进一步说明本发明，以下结合实施例对本发明提供的一种无黏土相微泡钻井液进行详细描述。
[0084]
实施例1泡沫增强剂的制备
[0085]
将10g十二烷基二甲基烯丙基氯化铵溶解于100g清水中待用；
[0086]
将80g丙烯酰胺和10g2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶解于250g清水中待用；
[0087]
将1g过硫酸铵溶解于50g清水中待用；
[0088]
将0.1g巯基乙酸、十二烷基二甲基烯丙基氯化铵溶液、丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸溶液加入反应容器中并升温至60℃，然后将过硫酸铵溶液加入反应体系中，将体系升温至90℃反应1小时，用naoh调整溶液ph值至8，得到固相含量20％的泡沫增强剂。
[0089]
实施例2护壁剂的制备
[0090]
在四口烧瓶中，加入丙烯酰胺15g，十二烷基苯磺酸钠2.1g，蒸馏水205g，搅拌均匀，得到水相；
[0091]
将聚苯乙烯泡沫15.0g、辛基酚聚氧乙烯醚2.1g溶解于60.0g甲基丙烯酸丁酯中，得到有机相；
[0092]
在45℃下将上述有机相在30min内均匀滴加到水相中，在600rpm下乳化1小时后升温至60℃，通n
2 30min后加入含0.27g偶氮二异丁脒盐酸盐的5g水溶液，反应6小时后停止反应，得到护壁剂。
[0093]
实施例3抑制剂的制备
[0094]
将100g丙烯酰胺溶解于300g水中，搅拌均匀后加入50g二甲胺在室温下反应2小时，然后升温至35℃分批向反应器中加入50g环氧氯丙烷，将得到的溶液升温至60℃反应1小时，然后加入含1.5g的过硫酸铵的10ml水溶液，升温至90℃反应0.5小时，得到抑制剂。
[0095]
实施例4
[0096]
在100g清水中加入0.3g纯碱，搅拌均匀后即得基浆(1)，然后将0.8g发泡剂(由十二烷基羟丙基磺基甜菜碱：椰油酰基甲基牛磺酸钠＝1：0.5的比例相混合)、0.4g稳泡剂(由
温伦胶：高粘度羧甲基纤维素钠＝1：0.6的比例相混合)、0.3g泡沫增强剂、0.1g亚硫酸钠、3g降滤失剂(由低粘度羧甲基纤维素钠：磺化酚醛树脂：磺化褐煤＝1:2:2的比例相混合)、2g护壁剂和1.5g抑制剂依次加入基浆(1)中，用搅拌器将处理剂混合均匀待用。
[0097]
实施例5～8
[0098]
按照实施例4的方法制备微泡钻井液，与实施例4的区别在于所用原料的用量比例不同，实施例5～8所用原料的用量如表1所示。
[0099]
表1 实施例5～8制备微泡钻井液所用原料用量
[0100][0101]
对比例1
[0102]
以十二烷基硫酸钠为发泡剂，其余处理剂与实施例4相同，密度也为0.87g/cm3。
[0103]
对比例2
[0104]
在100g清水中加入3g的膨润土和0.15g的纯碱，高速搅拌2小时，室温下放置养护24小时，得到基浆；
[0105]
将0.8g的发泡剂(质量比为1:0.5的十二烷基二甲基甜菜碱和椰油酰基甲基牛磺酸钠的混合物)、0.3g的稳泡剂(质量比为1:0.8的温伦胶和高粘度羧甲基纤维素钠的混合物)、0.3g的实施例1制备的泡沫增强剂、5g的降滤失剂(质量比为1:2:2的低粘度羧甲基纤维素钠、磺化酚醛树脂和磺化褐煤的混合物)、3g实施例2制备的护壁剂、1.3g实施例3制备的抑制剂加入到基浆中，用搅拌器混合均匀，得到微泡钻井液。
[0106]
实施例9
[0107]
将实施例4～8中配制的钻井液利用搅拌机进行发泡，在600转/min条件下搅拌10min，得到密度0.87g/cm3微泡钻井液，对其进行性能评价。
[0108]
(1)抗温性能评价
[0109]
将发泡后的微泡钻井液在135℃高温老化16小时，用六速旋转粘度剂测定钻井液的流变性，检测结果如表2所示。
[0110]
表2 本发明实施例制备的微泡钻井液的抗温性能
[0111][0112]
由表2可知，微泡钻井液经135℃高温老化后，体系流变性及密度变化不大，表现出较好的抗温性能。
[0113]
(2)防漏性能评价
[0114]
在可视砂床中分别加入体积相同的40～60目沙子，然后将350ml无黏土相微泡钻井液和5％膨润土基浆(在100g清水中加入5g膨润土和0.3g的纯碱，高速搅拌2小时，室温下放置养护24小时，得到5％膨润土基浆)分别加入可视砂床模拟堵漏装置中进行对比试验，结果如表3所示。
[0115]
表3 0.7mpa下不同钻井液防漏性能评价
[0116][0117]
由表3可知，与5％膨润土基浆相比，无黏土相微泡钻井液在可视砂床模拟堵漏装置中能显著降低钻井液漏失量。
[0118]
(3)岩心渗透率恢复值
[0119]
取文109井岩芯(2818～2823m井段，含泥砂岩)，利用岩心流动实验仪、岩心真空饱和装置对实施例4～8制备的无黏土相微泡钻井液体系和加入4％膨润土后的微泡钻井液体系岩心渗透率恢复值进行测定，实验结果如下表所示。
[0120]
表4 不同类型钻井液体系岩芯渗透率恢复值
[0121][0122][0123]
从上表中可以看出，与含4％膨润土微泡钻井液相比，无黏土相微泡钻井液对储层污染明显降低，实施例4岩芯渗透率恢复值达94.9％，表明其对储层的污染程度较小，具有良好的储层保护性能。
[0124]
(4)抑制性评价
[0125]
使用马12井井深2700m处的岩屑，取2.0～3.8mm页岩于105
±
3℃下烘至恒重，降至室温。称取10g页岩(g0)放入实施例4制备的钻井液中，于120℃下滚动16h，降温后取出，用孔径0.42mm筛回收岩芯，于105
±
3℃下烘至恒重，降至室温称回收岩芯质量(g1)；然后将已称过重回收岩芯放入清水中于120℃下滚动2h，降温后取出，用孔径0.42mm筛回收岩芯，于105
±
3℃下烘至恒重，降至室温称回收岩芯质量(g2)，以下式计算页岩回收率：
[0126]
一次页岩回收率
[0127]
二次页岩回收率
[0128]
相对页岩回收率
[0129]
表5 不同流体的页岩回收率的对比
[0130][0131][0132]
从表4中可以看出，岩屑在清水中分散严重，回收率仅为2.7％。而实施例4制备的无黏土相微泡钻井液抑制性能明显提高，一次页岩回收率达到96.3％，相对回收率达到了97.4％，且回收的页岩棱角分明，表现出良好的抑制性能。
[0133]
(5)抗压缩性能
[0134]
利用pvt流体测试仪在135℃下对实施例4和对比例1抗压缩性能进行评价，结果如图1所示，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。
[0135]
由图1可知，实施例4配制的无黏土相微泡钻井液抗压缩性较强，在井底高压条件下钻井液仍保持较低密度，有利于体系防漏性能的发挥。
[0136]
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。