具体实施方式

为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明实施方式作进一步地详细描述。

一方面，本发明实施例提供了一种水基钻井液，该水基钻井液包括以下重量份的组分：

100重量份的水、2-15重量份的膨润土、1-10重量份的磺甲基酚醛树脂、1-10重量份的磺化褐煤、1-20重量份的抗高温流型调节剂、0.5-5重量份的降滤失剂、10-50重量份的复配封堵剂、5-30重量份的重晶石。

其中，抗高温流型调节剂为2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸/N,N-二甲基丙烯酰胺/二甲基二烯丙基氯化铵/N-乙烯基吡咯烷酮的四元共聚物。

本发明实施例提供的水基钻井液，通过使用水、膨润土、磺甲基酚醛树脂、磺化褐煤、抗高温流型调节剂、降滤失剂、复配封堵剂和重晶石按照上述重量比进行复配，使得该水基钻井液不仅抗高温且低密度，特别适用于深井和超深井的钻井作业。其中，所使用的抗高温流型调节剂为2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸/N,N-二甲基丙烯酰胺/二甲基二烯丙基氯化铵/N-乙烯基吡咯烷酮的四元共聚物，该四元共聚物含有的季铵基团带正电性，可在水分子之前吸附到黏土颗粒表面，并中和其电负性，同时配合阴离子水化基团，黏土颗粒被厚实致密的水化层紧紧包覆住，由此减弱黏土颗粒间的絮凝趋势，能够有效解决水基钻井液高温减稠问题。

上述所述的水基钻井液高温减稠，指的是，钻井液的粘度屈服值下降，造成携带以及清洗井壁的能力下降。

在一种可能的设计中，以100重量份的水为基准，膨润土含量为3-5重量份，磺甲基酚醛树脂含量为4-6重量份，磺化褐煤含量为4-6重量份，抗高温流型调节剂含量为7-9重量份，降滤失剂含量为2-3重量份，复配封堵剂含量为26-30重量份，重晶石为18-20重量份。

其中，所使用的水可以为自来水，所使用的膨润土可以为购自新疆中非夏子街膨润土有限责任公司的钠基膨润土。所使用的磺甲基酚醛树脂为磺甲基酚醛树脂I型、磺甲基酚醛树脂II型和/或磺甲基酚醛树脂III型的一种或几种，可以购自四川西南石大金牛石油科技有限公司，为了更好地复配其他组分，本发明实施例所使用的磺甲基酚醛树脂可以为磺甲基酚醛树脂III型，型号为SMP-III。

为了不对地层环境造成污染，所使用的磺化褐煤为无铬磺化褐煤，可以购自四川西南石大金牛石油科技有限公司，型号为M-SMC。

所使用的降滤失剂为羧甲基淀粉钠，具有抗高温特性，可以购自四川西南石大金牛石油科技有限公司，型号为HIS。

所使用的复配封堵剂为400目碳酸钙与1250目碳酸钙按质量比1：(1-2)复配制得，其中，上述不同目数的碳酸钙均可购自长兴龙峰粉体材料有限公司。

所使用的重晶石为硫酸钡颗粒，可以购自灵寿县点石矿产品加工厂。

对于抗高温流型调节剂，其用来解决水基钻井液的高温减稠问题，可以通过如下方法制备上述抗高温流型调节剂，具体可包括以下步骤：

步骤1：将2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸进行中和处理，得到中和反应产物。

示例地，中和处理包括：将2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸与氢氧化钠溶液(例如，质量浓度为40％的氢氧化钠溶液)混合，在温度为40-60℃，搅拌速率为1000-2000转/分钟的条件下搅拌10-60分钟。此时，所得到的中和反应产物为2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠。

举例来说，上述中和处理的温度可以是40℃、45℃、50℃、55℃、60℃等，搅拌速率可以为1000转/分钟、1200转/分钟、1500转/分钟、1800转/分钟、2000转/分钟等，搅拌时间可以为10分钟、20分钟、30分钟、40分钟、50分钟、60分钟等。

步骤2：将中和反应产物、N,N-二甲基丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵、N-乙烯基吡咯烷酮按质量比混合后放入三口烧瓶中，在向三口烧瓶中通入氮气的条件下升温搅拌，得到混合液。

其中，中和反应产物、N,N-二甲基丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵、N-乙烯基吡咯烷酮的质量比为1：(0.5-1.5)：(0.5-1.5)：(2-3)，例如，1:1:1:2.5、1:0.8:1:2、1:1.5:0.5:2.5、1:1.5:1:3等。

在向三口烧瓶中通入氮气的条件下，升温至60-80℃，同时以1000-2000转/分钟的搅拌速率进行搅拌20-60分钟，得到混合液。

举例来说，可以升温至60℃、65℃、70℃、75℃、80℃等，搅拌速率可以为1000转/分钟、1200转/分钟、1500转/分钟、1800转/分钟、2000转/分钟等，搅拌时间可以为20分钟、30分钟、40分钟、50分钟、60分钟等。

步骤3：向混合液中加入引发剂进行反应，对反应生成的反应产物依次进行干燥处理和细化处理，得到抗高温流型调节剂。

对于上述引发剂参与的反应，可以包括：向混合液中加入过硫酸铵-亚硫酸氢钠作为引发剂，在温度为60-80℃，搅拌速率为1000-2000转/分钟的条件下进行反应，并控制反应时间为200-280分钟。

举例来说，上述温度可以为60℃、65℃、70℃、75℃、80℃等，搅拌速率可以为1000转/分钟、1200转/分钟、1500转/分钟、1800转/分钟、2000转/分钟等，反应时间可以为200分钟、210分钟、220分钟、230分钟、240分钟/250分钟、260分钟、270分钟等。

其中，过硫酸铵-亚硫酸氢钠的加入量为混合液中反应单体总质量的0.1％-1.5％。

进一步地，对反应生成的反应产物依次进行干燥处理和细化处理，包括：

在真空干燥箱内，对反应产物进行干燥处理，其中，干燥温度为30-40℃，干燥时间为300-360分钟；对干燥处理后的反应产物依次进行粉碎、研磨作为细化处理。

通过上述制备方法，可以制备得到本发明实施例期望得到的抗高温流型调节剂。

对于本发明实施例提供的水基钻井液，其密度为1.05g/cm³-1.25g/cm³，并且该水基钻井液的pH值为7-9，使得该水基钻井液为抗高温且具有低密度，如此设置，以适用于深井以及超深井的钻井作业，且不会对地层造成破坏。

可以通过以下方法来制备得到本发明实施例提供的水基钻井液：

按照重量配比，量取预水化的膨润土浆，在搅拌环境下加入磺甲基酚醛树脂、磺化褐煤、抗高温流型调节剂、降滤失剂、复配封堵剂、以及重晶石，搅拌均匀，制备得到本发明实施例期望的水基钻井液。

其中，利用水对膨润土进行预水化，来获得成分更加均匀的膨润土浆。其中，预水化的时间可以为24-36小时，例如，24小时、28小时、30小时、32小时、34小时、36小时等。

为了获得成分均匀，且期望质地的水基钻井液，在对上述各组分进行搅拌时，搅拌速率为2000-4000转/分钟，举例来说，可以为2000转/分钟、2300转/分钟、2500转/分钟、3000转/分钟、3500转/分钟、3800转/分钟、4000转/分钟等。

上述搅拌环境的温度为20-30℃，例如，20℃、23℃、25℃、27℃、29℃、30℃等。

可以使上述组分依次地加入至膨润土浆中，举例来说，可以按照如下顺序，依次向膨润土浆中加入磺甲基酚醛树脂、磺化褐煤、抗高温流型调节剂、降滤失剂、复配封堵剂、以及重晶石。其中，各个组分的加料时间间隔为20-40分钟，例如，能够使得各组分充分溶解至钻井液中发挥更优的效果。

再一方面，本发明实施例还提供了上述的任一种水基钻井液在深井、超深井钻井作业中的应用。

本发明实施例提供的水基钻井液，具有低密度，且抗高温，特别适用于深井、超深井钻井作业。

由于本发明实施例提供的水基钻井液采用的抗高温流型调节剂，其含有的季铵基团带正电性，可在水分子之前吸附到黏土颗粒表面，并中和其电负性，同时配合阴离子水化基团，黏土颗粒被厚实致密的水化层紧紧包覆住，由此减弱了黏土颗粒间的絮凝趋势。同时，配合该水基钻井液的各个组分的协同复配作用，使得该水基钻井液在高温环境下具备良好的流变性能和滤失性能，从而有效解决了水基钻井液高温减稠的问题。

以下将通过具体实施例对本发明进行进一步的详细描述。

制备例

利用该制备例来制备抗高温流型调节剂，具体操作步骤如下所示：

(1)称取20克2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸放置于烧杯中，加入50ml的质量浓度为40.0％的氢氧化钠溶液，在温度为50℃，搅拌速率为1500转/分钟的条件下中和反应30分钟，得到中和反应产物；

(2)将步骤(1)得到的中和反应产物(即，20g的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠)与20克N,N-二甲基丙烯酰胺、20克二甲基二烯丙基氯化铵、40克N-乙烯基吡咯烷酮混合后放入三口烧瓶中，在向三口烧瓶中通入氮气的条件下升温至65℃，并在1500转/分钟的搅拌速率下进行搅拌，得到混合液。

(3)向步骤(2)所得混合液中加入1克过硫酸铵-亚硫酸氢钠，在65℃环境下，1500转/分钟搅拌速率下反应240分钟，得到反应产物。

(4)将步骤(3)所得反应产物取出置入真空干燥箱内，在35℃环境下干燥350分钟，粉碎、研磨，得到抗高温流型调节剂。

实施例1

本实施例提供了一种抗超高温低密度水基钻井液，其制备方法如下所示：

(1)将100克的自来水与4克的钠基膨润土在25℃环境下以3000转/分钟速率下搅拌30分钟后静置24小时预水化，得到混合液。

(2)将5克磺甲基酚醛树脂III型、5克无铬磺化褐煤、8克上述制备例所制得抗高温流型调节剂、2.5克羧甲基淀粉钠、28克复配封堵剂、19克重晶石按顺序加入到步骤(1)所得混合液中，得到本实施例期望的抗超高温低密度水基钻井液S1。

其中，该步骤中，各组分加料时间间隔30分钟，搅拌速率为3000转/分钟，制备环境温度为25℃。复配封堵剂为质量比为1：1的400目碳酸钙与1250目碳酸钙的混合物。

实施例2

本实施例提供了一种抗超高温低密度水基钻井液，其制备方法如下所示：

(1)将100克的自来水与3克的钠基膨润土在25℃环境下以3000转/分钟速率下搅拌30分钟后静置24小时预水化，得到混合液。

(2)将4克磺甲基酚醛树脂III型、4克无铬磺化褐煤、7克上述制备例所制得抗高温流型调节剂、2克羧甲基淀粉钠、26克复配封堵剂、18克重晶石按顺序加入到步骤(1)所得混合液中，得到本实施例期望的抗超高温低密度水基钻井液S2。

其中，该步骤中，各组分加料时间间隔30分钟，搅拌速率为3000转/分钟，制备环境温度为25℃。复配封堵剂为质量比为1：2的400目碳酸钙与1250目碳酸钙的混合物。

实施例3

本实施例提供了一种抗超高温低密度水基钻井液，其制备方法如下所示：

(1)将100克的自来水与5克的钠基膨润土在25℃环境下以3000转/分钟速率下搅拌30分钟后静置24小时预水化，得到混合液。

(2)将6克磺甲基酚醛树脂III型、6克无铬磺化褐煤、9克上述制备例所制得抗高温流型调节剂、3克羧甲基淀粉钠、30克复配封堵剂、20克重晶石按顺序加入到步骤(1)所得混合液中，得到本实施例期望的抗超高温低密度水基钻井液S3。

其中，该步骤中，各组分加料时间间隔30分钟，搅拌速率为3000转/分钟，制备环境温度为25℃。复配封堵剂为质量比为1：1.5的400目碳酸钙与1250目碳酸钙的混合物。

实施例4

按照与实施例1相同的方法制备钻井液S4，所不同之处在于：膨润土的加量为8克。

实施例5

按照与实施例1相同的方法制备钻井液S5，所不同之处在于：磺甲基酚醛树脂III型的加量为8克，无铬磺化褐煤的加量为8克，抗高温流型调节剂的加量为16克，羧甲基淀粉钠的加量为4克，复配封堵剂的加量为45克，重晶石的加量为28克。

实施例6

按照与实施例1相同的方法制备钻井液S6，所不同之处在于：磺甲基酚醛树脂III型的加量为1克，无铬磺化褐煤的加量为1克，抗高温流型调节剂的加量为2克，羧甲基淀粉的加量为1克，复配封堵剂的加量为15克，重晶石的加量为10克。

对比例1

按照与实施例1相同的方法制备钻井液D1，所不同之处在于：将8克抗高温流型调节剂替换为8克丙烯酰胺。

对比例2

按照与实施例1相同的方法制备钻井液D2，所不同之处在于：抗高温流型调节剂加量为0.5克。

对比例3

按照与实施例1相同的方法制备钻井液D3，所不同之处在于：抗高温流型调节剂加量为30克。

对比例4

按照与实施例1相同的方法制备钻井液D4，所不同之处在于：不加抗高温流型调节剂。

其中，实施例1-3为按较优配方制得的水基钻井液；实施例4为增加黏土含量后的水基钻井液；实施例5为模拟井深增加后所使用的水基钻井液；实施例6为模拟钻井液在浅层(即井筒较浅部分)所使用的水基钻井液。

其中，对比例1将本发明所制得的抗高温流型调节剂替换为普通的流型调节剂以作对比；对比例2为抗高温流型调节剂加量极少时对应的水基钻井液；对比例3为抗高温流型调节剂加量过多时对应的水基钻井液；对比例4为不加抗高温流型调节剂时对应的水基钻井液。

参见国家标准“GBT 29170-2012石油天然气工业钻井液实验室测试”，对上述各实施例以及对比例的钻井液进行性能测试，测试结果参见表1。

其中，钻井液老化温度为240℃，高温高压滤失性能测试温度为240℃，流变性能测试温度为25℃(室温)。

表1中涉及的各参数的含义分别如下所示：

Φ₆₀₀：黏度(黏度计600r/min读值)无单位；

Φ₃₀₀：黏度(黏度计300r/min读值)无单位；

AV：表观黏度(mPa·s)；

PV：塑性黏度(mPa·s)；

YP：动切力(Pa)；

YP/PV：动塑比(Pa/mPa·s)；

HTHP失水：高温高压失水量(mL)。

表1

由表1可知，实施例1-3提供的钻井液流变性能较好，其动塑比均在0.40以上，说明其钻井液黏度能够有效保证岩屑的悬浮，同时其高温高压滤失量均处于10毫升以下，泥饼厚度为0.5厘米，说明该钻井液体系具有良好且协调的流变滤失性能。

实施例4的水基钻井液增加了黏土含量，由表1可知，虽然黏土含量增加，但是其流变滤失性能与实施例1相比并未有太大变化，由此可以看出，在本发明限定的土量的范围内稍微增加加量并不影响钻井液的性能。

实施例5、6分别为模拟井深变深和变浅后所使用的水基钻井液，即随着井深的变深/变浅，各个组分的加量会随之增加/减少，由表1可知，在本发明限定的组分及其加量范围内，该钻井液体系能够随着井筒深度的变化随意调整，且流变滤失性能变化不大，仍然保持良好的性能。

对比例1将本发明所制得的抗高温流型调节剂替换为普通的流型调节剂以作对比，由表1可知，其动塑比降为0.06，说明该钻井液体系中的流型调节剂在高温作用下完全失去效果，使得钻井液中的固相液相完全分离，使其最终不能起到有效悬浮岩屑的作用。

对比例2和对比例3中抗高温流型调节剂的加量均未在本发明所限定的加量范围内。由表1可知，抗高温流型调节剂加量过少导致钻井液黏度极低，且滤液全滤失，抗高温流型调节剂加量过多则导致钻井液黏度急剧增加，且泥饼厚度大大增加。

对比例4的水基钻井液未加抗高温流型调节剂，由表1可知，钻井液体系发生了强烈的高温减稠现象。

可见，基于本发明实施例提供的抗高温流型调节剂，因其含有的季铵基团带正电性，可在水分子之前吸附到黏土颗粒表面，并中和其电负性，同时配合阴离子水化基团，黏土颗粒被厚实致密的水化层紧紧包覆住，由此减弱了黏土颗粒间的絮凝趋势；同时，本发明实施例提供的钻井液的各个组分的加量均在本发明所限定的范围内，使得钻井液具备良好的流变性能和滤失性能，从而有效解决钻井液高温减稠问题。

以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本发明的技术方案，并不用以限制本发明。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。