CN101230259B - 抗高温抗盐无固相环保钻完井液 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种抗高温抗盐无固相环保钻完井液，可有效克服现有钻完井液在性能及应用中的缺点，尤其是地层伤害与环保的严格要求，其解决的技术方案是，该钻完井液是由水、甲酸盐、增粘剂、降滤失剂、油层保护剂和聚合醇防塌剂制成，其中水和甲酸盐组成加重基液，再分别按组分同加重基液配比要求加入增粘剂、降滤失剂、油层保护剂和聚合醇防塌剂，该钻完井液保证了不含固相成份，大大降低了对地层的伤害，优良的结构组成，不仅优化了体系整体性能，还极大地提高了体系耐热抗盐稳定性，同时所选组份均为水溶性物质，减少了排放对环境的污染，同时该体系还具有回收再利用的特点，更是能够大大降低高昂的配液费用。
Description
一、技术领域
本发明主要涉及到在性能上优化的石油钻完井工作液，尤其是一种抗高温(200℃)、抗盐、无固相污染且易降解的抗高温抗盐无固相环保钻完井液。
二、背景技术
在目前石油勘探开发过程中，常规的水基泥浆或油基泥浆由于自身的特点，往往在钻井过程中尤其会对储层造成不可挽救的伤害，从而使勘探及至后期的开发得出错误的结论，而增加不必要且高昂的处理费用；同时常用的重晶石加重剂由于本身不可溶，且具有潜在的危害性，也导致了废弃钻井液排放处理费用高的问题。尤其是在高温情况下，钻井液中化学物质的高温降解所分解出的固相微粒，更是在使体系性变差的同时，对地层形成了新的伤害。同时部分钻井液体系由于化学成份复杂，与水泥兼容性差，从而影响后继的固井质量。
三、发明内容
针对上述情况，为了克服现有钻完井液在性能及应用中的缺点，尤其是地层伤害与环保的严格要求，本发明之目的就是提供一种抗高温抗盐无固相环保钻完井液，其解决的技术方案是，该钻完井液是由水、甲酸盐、增粘剂、降滤失剂、油层保护剂和聚合醇防塌剂制成，其中水和甲酸盐组成加重基液，再分别按组分同加重基液配比要求加入增粘剂、降滤失剂、油层保护剂和聚合醇防塌剂，该钻完井液保证了不含固相成份，大大降低了对地层的伤害，优良的结构组成，不仅优化了体系整体性能，还极大地提高了体系耐热抗盐稳定性，同时所选组份均为水溶性物质，减少了排放对环境的污染，同时该体系还具有回收再利用的特点，更是能够大大降低高昂的配液费用。
四、具体实施方式
以下结合实际情况对本发明的具体实施方式作详细说明。
由上述技术方案给出，本发明在具体实施时，该钻完井液是由水、甲酸盐、增粘剂、降滤失剂、油层保护剂和聚合醇防塌剂制成，其中水和甲酸盐组成加重基液(又称钻完井基液，以下同)，水和甲酸盐加入量由比重或密度限定，加重基液比重(密度)为1.05-1.802(g/cm3)，即每立方厘米(cm3)加重基液即甲酸盐水重量为1.05-1.802g(1.05-1.802g/cm3)，其中甲酸盐重量为0.1g-1.3g，加重基液制成后，再分别加入加重基液体积重量的0.4-0.6％的增粘剂混匀(体积重量是指液体用ml，固体用g，以下同)，加入加重基液体积重量的3.0-4.0％的降滤失剂混匀，加入加重基液体积重量的2.5-3.0％的油层保护剂混匀，加入加重基液体积重量的3.0-4.0％的聚合醇防塌剂混匀即成本发明钻完井液。
以100M3(吨)、比重为1.2(或称密度1.2g/cm3)的加重基液为例，具体是由水83.9M3(吨)、甲酸盐36100kg(36.1吨)、增粘剂400kg-500kg(0.4-0.5吨)、降滤失剂3000-4000kg(3-4吨)，油层保护剂2.5-3吨(2500kg-3000kg)和聚合醇防塌剂4吨(4000kg)制成，其中，在搅拌状态下将甲酸盐加入水中制成比重为1.2的加重基液100M3(注：水83.9M3，重为83.9吨，即83900kg，甲酸盐36.1吨，即36100kg，合计120吨，体积为100M3，故比重为1.2)，再在高速搅拌下将加重基液置入配液池内，同时，用加水力射流泵向配液池中加入增粘剂HEC 400kg(0.4吨)或CMHEC 400kg(0.4吨)或HX 400kg(0.4吨)或CMC 500kg(0.5吨)溶解均匀，不能有胶团出现，再在搅拌状态下加入降滤失剂3.0吨(3000kg)，当抗温条件大于150℃，要加入降滤失剂4.0吨(4000kg)，搅拌均匀；继续在搅拌状态下加入油层保护剂2.5吨(2500kg)，当抗温条件大于150℃，要加入油层保护剂3.0吨(3000kg)，搅拌均匀；最后在搅拌状态下加入4吨(4000kg)聚合醇防塌剂；搅拌时间不少于4h后，即可采用泥浆泵直接将所配制钻完井液用于钻井；钻井过程中振动筛可控制在200-300目；钻完井后钻井液在经过充分的过滤后可直接用于完井液及射孔液作业过程；废弃钻井液可以经过过滤装置后再重复利用或直接排放，而无须处理。
上述增粘剂、降滤失剂、油层保护剂和聚合醇防塌剂又称外加剂，各加入量根据不同的比重范围及抗温要求，在实际使用时有所变化，尤其是高温高比重情况下，加量会有所增加。
上述各组分，所说的甲酸盐为水溶性甲酸盐，主要为甲酸钠、甲酸钾、甲酸铯中任何一种或二种或三种的混合；所说的增粘剂为中高分子天然改性品，主要为市售的CMC、HEC、CMHEC、HX任何一种或其二种以上的组合；所说的降滤失剂为市售的DKDJ-II，河南德凯化工科技有限公司产品，是淀粉类产品与AMPS、AA、AM的四元接技共聚物；所说的油层保护剂为市售的DKDB-I，河南德凯化工科技有限公司产品，内含有抗温基团，有一定的护胶性能；所说的聚合醇防塌剂为市售的DKDF，河南德凯化工科技有限公司产品，为长链多羟基醇类。
钻完井液无固相成份的，甲酸盐在钻井液中的作用为(一)：甲酸盐溶解后，电离出无机一价阳离子，提高了钻井液液相矿化度，防止或降低了渗透水化，在无机阳离子的镶嵌和静电引力的双重作用下，减少了水分子的进入，从而起到防塌和抑制作用；(二)：甲酸盐降低了泥浆中自由水活度，使地层水向井眼反向渗透，促进井壁稳定，甲酸根HCOO-是极性水化基团，体积较小，它通过氢键力吸附于粘土表面，增加水化膜厚度，防止粘土进一步水化，形成结构，使钻井液保护良好的流变性和稳定性。甲酸盐类加重剂水溶性好，溶解快、不含二价离子，配伍及热稳定性能较好。由于不含固相，减少了固相物质对产层的伤害，更大程度地保护油气层。同时由此配制出来的盐水体系由于本身的化学特性，在实际使用中安全无毒，且与环境兼容性好，易降解，是一种安全环保的工作液体；
增粘降滤失性能：选用抗温抗盐性能优良的中分子量聚合物作为体系增粘降滤失性能的控制剂；中分子量聚合物中含有大量-OH、-COOH-、-HSO3等官能团结构，在其水或盐水溶液中，一方面依据中分子聚合物提供的粘度，对滤失有一定的堵塞作用，同时能够在页岩表面形成结构形吸附水化膜，从而有效地阻止自由水的通过，降低滤液对地层的渗透；在高温情况下，分子结构中的多官能团与油层保护剂中的高温堵塞颗粒相互作用，在堵水的同时，且可形成具有一定粘度的弱交联膜，从而大大提高了体系的抗热稳定性；
本发明钻完井液具有综合性能，是一种性能优良的钻井液体系，除了具有合适的流变性与降滤失性能外，还有抑制性、润滑性、稳定性、相容性也是非常重要的。油层保护剂，充分保证了体系性能的完善；油层保护剂为改性聚合醇类无荧光油层保护剂，其主要成份是一种非离子型饱和碳链聚合物，由于分子主链全部有碳原子，侧链大多为羟基，因此可以使醇分子和粘土颗粒间形成大量氢键，对粘土颗粒具有较好的吸附成膜作用；同时由于聚合醇具有浊点特性且浊点可调，因此当温度较低时，聚合醇溶于水，可吸附在钻具和井壁上，形成类似油相的分子膜，改善钻井液的润滑性能。而当温度高于浊点时，聚合醇从水中析出，就可在井壁上粘附形成一层憎水膜，从而提高泥饼质量，配合降滤失剂形成致密、光滑的滤饼，阻止水分渗入地层，因此具有很好的防止泥页岩水化分散，稳定井壁作用。同时该油层保护剂的荧光级极低或无荧水，不干扰地质录井，有利于发现油气层。
本发明产品的技术指标见下表：
| 检测项目 | 性能指标 | |
| 外观 | 乳白色或棕红色均匀液体 | |
| 密度，g/cm<sup>3</sup> | 1.3-2.3可调 | |
| 表观粘度Mpa.s | 常温 | 5-100可调 |
| 200℃热滚16h | ||
| 动塑比 | 常温 | 0.3-0.6 |
| 200℃热滚16h | ||
| 滤失量ml/0.69Mpa.30min | 常温 | ≤20 |
| 200℃热滚16h | ||
| 相对膨胀率％ | ≤20 | |
| 固相含量％ | ≤1.0 | |
| 渗透率恢复值 | ≥85 | |
甲酸盐作为钻完井液体系的加重材料，依据现场不同的比重要求进行加量调整，具体加量与比重的关系见下表：
| 加重剂1 | 加重剂2 | 加重剂3 |
| 加量(W/V<sub>水</sub>) | 密度(g/cm<sup>3</sup>) | 加量(W/V<sub>水</sub>) | 密度(g/cm<sup>3</sup>) | 加量(W/V<sub>水</sub>) | 密度(g/cm<sup>3</sup>) |
| 10％20％30％40％50％60％70％80％90％95％ | 1.051.101.151.181.201.251.271.291.321.35 | 10％20％30％40％50％60％70％80％90％100％110％120％130％140％150％ | 1.061.121.161.231.261.331.351.371.401.431.451.471.501.531.55 | 10％20％30％40％50％60％70％80％90％100％110％120％130％140％150％160％170％180％190％200％210％220％230％240％250％260％ | 1.0721.1231.1951.2401.3061.3421.3921.4341.4551.4791.5201.5621.5811.5931.6161.6351.6531.6751.6891.7011.7131.7311.7501.7731.7861.802 |
为达到科学钻井对钻井液的技术要求，本发明在解决高温稳定性差、固相污染储层、废弃泥浆污染环境等问题的同时，更能减少现场应用过程中的井下复杂事故的发生，是一种优良的环保安全型钻完井液。
本发明钻完井液经过在大庆某区块的现场应用，具体应用效果见下表：
| 井号 | 沈1井 | 沈某井 | 沈某井 | 沈某井 |
| 井型 | 直开发井 | 直开发井 | 开发斜井 | 控制井 |
| 井号 | 沈1井 | 沈某井 | 沈某井 | 沈某井 |
| 井深(m) | 3520 | 3520 | 3511 | 3525 |
| 一开 | 无固相钻井液～252m | 普通水基钻井液～256m | 普通水基钻井液～300m | 普通水基钻井液～240m |
| 二开井段 | 无固相钻井液(252～2200m) | 聚合物不分散钻井液(256～2170m) | 聚合物不分散钻井液(300～2134m) | 聚合物不分散钻井液(240～2200m) |
| 二开井段 | 无固相抗高温钻井液体系(2200～3150m) | 聚合物无毒分散钻井液(2170～3160m) | 聚合物分散钻井液(2134～3332m) | 聚合物无毒分散钻井液(2200～3257m) |
| 三开井段 | 无固相抗高温钻井液体系(3150～3520m) | 低固相钻井液(3160～3520m) | 水包油钻井液体系(3332～3418m) | 水包油钻井液体系(3257～3472m) |
(2)钻井周期、机械钻速：
| 井号 | 沈1井 | 沈某井 | 沈某井 | 沈某井 |
| 井型 | 直开发井 | 直开发井 | 开发斜井 | 控制井 |
| 井深(m) | 3520 | 3520 | 3511 | 3525 |
| 钻井周期 | 39d0h30min | 46d7h20min | 67d10h35min | 59d19h30min |
| 复杂事故时间 | 无 | 无 | 48h58min | 无 |
| 机械钻速 | 14.5m/h | 10.91m/h | 8.64m/h | 10.84m/h |
| 钻机月 | 1.20台月 | 1.76台月 | 1.43台月 | 1.507台月 |
无固相抗高温钻井液(体系)成功地解决了该区块沙三段、沙四段易剥蚀掉块、坍塌，而引起的卡钻、蹩钻、转盘打倒车严重、上提下放遇卡、电测困难等井下复杂情况，施工中可以发现沙三、沙四剥蚀掉块数量明显减少，全井未出现任何复杂情况，从而缩短了钻井周期和建井周期。
(3)完井作业：
| 完井作业时间 | 占建井周期百分数％ | 测井时间 | 占建井周期百分数％ | |
| 沈1井 | 74:00 | 8.77 | 36:00 | 3.94 |
| 沈某井 | 293:15 | 22.41 | 53:00 | 4.05 |
| 沈某井 | 176:10 | 15.8 | 132:30 | 11.89 |
| 沈某井 | 119:15 | 1042裸眼完井 | 44:05 | 4.02 |
从上表发现沈1井完井作业顺利，电测成功率100％，过去在该区块所钻的五口探井电测成功率很低落，例如沈某井仅电测就10天，而沈1井不仅电测一次成功，而且在不通井的情况下，井壁取芯一次完成，创造了在该区完井作业的一项新记录，说明无固相钻井液体系现场试验成功。这样由于井壁稳定和减少井下复杂带来的经济效益更为显著。
(4)邻井采油动态比较：
| 井号 | 厚度/层数(m/层) | 日产量(油t) | 油压(Mpa) | 套压(Mpa) |
| 沈1井 | 62/4 | 29.4 | 0.52 | 0.49 |
| 沈某井 | 39.0/4 | 22.2 | 0.43 | 0.37 |
| 沈某井 | 45.0/2 | 16.5 | 0.4 | 0.35 |
| 沈某井 | 42.0/4 | 10.2 | 0.37 | 0.33 |
无固相钻井液体系不影响地质录井、易与保护与发现油气层，现场应用的沈1井与邻井相比油气显示明显，油压、套压较高、且日产量远高于邻井。
缩上所述，本发明的无固相抗高温抗盐钻完井液体系由于性能完善、抗热稳定性高、不污染储层与环境并大大减少井下复杂事故的发生等因素，完全达到了本发明的目的。
实验表明，本发明产品具有以下性能特点：
良好的流变性与较低的切力值；稳定页岩并增强井壁稳定性；较低的体系滤失量及抗温稳定性；无毒、易降解，与环境相容；可重复利用，降低液体成本；配伍兼容性好，能够最大限度地改善与保护储层；
通过多年来的现场应用，表明该体系在现场操作中具有如下优点：
无固相，不存在固相下沉，更适应于高斜度井及水平井的应用；薄、韧且光滑的泥饼能够降低在高压情况下粘附压差卡钻的风险；较低的抽吸激动压力，降低了井壁不稳定风险或井控事故的发生；低当量循环密度，保证了有交地井眼清洗能力并大大提高了钻速；比重高且无固相，适用于异常高温高压区的应用；钻完井液一体化，保护储层，提高油井生产能力；能够有效筛除及重复利用，方便、省时且降低成本；对水泥浆凝结时间及抗压强度影响极小，降低水泥胶粘不牢风险；无环境无不利影响，节省废弃泥浆处理成本。
Claims (3)
1.一种抗高温抗盐无固相环保钻完井液，其特征在于，是由水、甲酸盐、增粘剂、降滤失剂、油层保护剂和聚合醇防塌剂制成，其中水和甲酸盐组成加重基液，水和甲酸盐加入量由比重或密度限定，加重基液比重为1.05-1.802g/cm3，即每立方厘米加重基液的甲酸盐水重量为1.05-1.802g，其中，含甲酸盐重量为0.1g-1.3g加重基液制成后，再分别加入加重基液体积重量的0.4-0.6％的增粘剂混匀，加入加重基液体积重量的3.0-4.0％的降滤失剂混匀，加入加重基液体积重量的2.5-3.0％的油层保护剂混匀，加入加重基液体积重量的3.0-4.0％的聚合醇防塌剂混匀即成。
2.根据权利要求1所述的抗高温抗盐无固相环保钻完井液，其特征在于，在搅拌状态下将甲酸盐加入水中制成比重为1.2的加重基液100M3，再在高速搅拌下将加重基液置入配液池内，同时，用加水力射流泵向配液池中加入增粘剂HEC 400kg，或CMHEC 400kg，或CMC 500kg溶解均匀，不能有胶团出现，再加入降滤失剂4.0吨，搅拌均匀，继续在搅拌状态下加入油层保护剂3.0吨，搅拌均匀，最后在搅拌状态下加入4吨聚合醇防塌剂，搅拌时间不少于4h。
3.根据权利要求1所述的抗高温抗盐无固相环保钻完井液，其特征在于，所说的甲酸盐为甲酸钠、甲酸钾、甲酸铯中任何一种或二种或三种的混合；所说的增粘剂为CMC、HEC、CMHEC任何一种或其二种以上的组合；所说的降滤失剂为DKDJ-II；所说的油层保护剂为DKDB-I；所说的聚合醇防塌剂为DKDF。
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| GR01 | Patent grant | ||
| ASS | Succession or assignment of patent right |
Owner name: BEIJING PETROSTAR OIL TECHNOLOGY CO., LTD. Free format text: FORMER OWNER: HENAN DEKAI CHEMICAL INDUSTRY CO., LTD. Effective date: 20110623 |
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| C41 | Transfer of patent application or patent right or utility model | ||
| C53 | Correction of patent for invention or patent application | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information |
Inventor after: Wang Minghao Inventor after: Yuan Yuhong Inventor before: Bi Hailin Inventor before: Yuan Yusuo |
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| COR | Change of bibliographic data |
Free format text: CORRECT: INVENTOR; FROM: BI HAILIN YUAN YUSUO TO: WANG MINGHAO YUAN YUHONG Free format text: CORRECT: ADDRESS; FROM: 450003 AFFILIATED NO. 1, NO. 2, TIANMING ROAD, JINSHUI DISTRICT, ZHENGZHOU CITY, HE NAN PROVINCE TO: 102200 NO. 18, FUKANG ROAD, CHENGBEI SUBDISTRICT, CHANGPING DISTRICT, BEIJING |
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| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20110623 Address after: 102200, Fukang road 18, Chengbei street, Beijing, Changping District Patentee after: Beijing Petrostar Oil Technology Co., Ltd. Address before: 450003, No. 2, Tianming Road, Jinshui District, Henan, Zhengzhou, No. 1 Patentee before: Henan Dekai Chemical Industry Co., Ltd. |