CN101955761A

CN101955761A - 一种仿油基高密度钻井液

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Publication number: CN101955761A
Application number: CN2010101723940A
Authority: CN
Inventors: 周文欣; 王文瑞; 王雷; 卢丙朵; 韩晓华
Original assignee: Beijing Oilchemleader Technology Development Inc Co
Current assignee: Beijing Oilchemleader Technology Development Inc Co
Priority date: 2010-05-14
Filing date: 2010-05-14
Publication date: 2011-01-26
Anticipated expiration: 2030-05-14
Also published as: CN101955761B

Abstract

本发明涉及一种仿油基高密度钻井液，其特征在于，所述仿油基高密度钻井液由2-4％淡水膨润土浆、增粘剂、抗高温降滤失剂、润滑剂、屏蔽暂堵剂、防塌剂和无机盐组成，所述2-4％淡水膨润土浆为每100毫升水中加入2-4克钠基膨润土形成的基浆，以每100毫升的2-4％淡水膨润土浆中加入量计算：增粘剂0.2-0.5克、抗高温降滤失剂3-6克、润滑剂3-10克、屏蔽暂堵剂1-3克、防塌剂2-4克和无机盐5-8克。本发明的仿油基高密度钻井液抗高温、抗盐和抗污染的，其综合性能可与油基高密度钻井液相媲美，并克服了油基钻井液污染环境、影响油气层显示和成本高的缺点。

Description

一种仿油基高密度钻井液

技术领域

本发明涉及一种用于石油钻井工程中的钻井液，特别是适用于特殊高压油气藏的水平井和高压侧钻水平井钻井需要的仿油基高密度钻井液。

背景技术

随着钻井技术的发展，在开发高压油气田的水平井和侧钻水平井同时，在提高钻井液性能的需要在近年来越来越明显。油基钻井液虽然具有很多优点，但是存在着污染环境、影响油气层显示、成本高的缺点。通过对国内外仿油基高密度钻井液体系研究现状的分析，仿油基高密度水基钻井液存在着坂土含量高、流变性差、抑制性差、泥浆性能不协调等缺陷；并且抗温、抗盐和抗污染性能差。

发明内容

为此，本发明所要解决的技术问题在于提供一种抗高温、抗盐和抗污染的仿油基高密度钻井液，其综合性能可与油基高密度钻井液相媲美，并克服了油基钻井液污染环境、影响油气层显示和成本高的缺点。

为解决上述技术问题，本发明是通过以下技术方案来实现的：一种仿油基高密度钻井液，所述仿油基高密度钻井液由2-4％淡水膨润土浆、增粘剂、抗高温降滤失剂、润滑剂、屏蔽暂堵剂、防塌剂和无机盐组成，所述2-4％淡水膨润土浆为每100毫升水中加入2-4克钠基膨润土形成的基浆，以每100毫升的2-4％淡水膨润土浆中加入量计算：增粘剂0.2-0.5克、抗高温降滤失剂3-6克、润滑剂3-10克、屏蔽暂堵剂1-3克、防塌剂2-4克和无机盐5-8克。

上述仿油基高密度钻井液，所述增粘剂为两性离子聚合物FA367或聚丙烯酸钾KPAM。

上述仿油基高密度钻井液，所述抗高温降滤失剂为磺化褐煤SMC、褐煤树脂SPNH、SMP-II、PAC142或NH₄-HPAN中的任意一种或多种。

上述仿油基高密度钻井液，所述润滑剂为润滑抑制剂或甲基葡萄糖甙或两者的混合物。

上述仿油基高密度钻井液，所述无机盐为氯化钠或氯化钾。

上述仿油基高密度钻井液，所述防塌剂为磺化沥青。

根据权利要求1至6任一所述的仿油基高密度钻井液，其特征在于，所述仿油基高密度钻井液由3％淡水膨润土浆、增粘剂、抗高温降滤失剂、润滑剂、屏蔽暂堵剂、防塌剂和无机盐组成，所述3％淡水膨润土浆为每100毫升水中加入3克钠基膨润土形成的基浆，以每100毫升的3％淡水膨润土浆中加入量计算：增粘剂0.3克、抗高温降滤失剂5克、润滑剂6克、屏蔽暂堵剂2克、防塌剂3克和无机盐6克。

上述润滑抑制剂的制备可以参见本公司申请号为200910238515.4的专利申请。

本发明的上述技术方案相比现有技术具有以下优点：1)本发明的仿油基高密度钻井液抗温性能达到180℃以上；2)可以抗10％一级钠土、15％NaCl或0.5％CaSO₄污染；3)润滑系数可达0.03以下；4)良好的环保性能，可以满足国家海洋石油开发要求；能有效解决油田的钻井复杂问题，使钻井复杂事故率由现在的40％降至国际复杂井事故率的平均水平(20％)以下。5)具有良好的仿油基性能，能够满足油田现场施工的工程需要；其综合性能可与油基钻井液相媲美，但克服了油基钻井液污染环境、影响油气层显示、成本高的缺点。6)用于石油钻井工程特别是适用于特殊高压油气藏的水平井和高压侧钻水平井钻井，因其独特的组成和良好的配伍性能形成一层屏障或膜来控制地层中水的运移，通过封堵裂缝和高渗透泥页岩的孔隙，有效的控制井壁周围孔隙压力的扩散和传递，实现井壁稳定，抑制泥页岩的垮塌。

具体实施方式

仿油基高密度钻井液的制备方法：本发明仿油基高密度钻井液由2-4％淡水膨润土浆、增粘剂、抗高温降滤失剂、润滑剂、屏蔽暂堵剂、防塌剂和无机盐组成，所述2-4％淡水膨润土浆为每100毫升水中加入2-4克钠基膨润土形成的基浆，以每100毫升的2-4％淡水膨润土浆中加入量计算：增粘剂0.2-0.5克、抗高温降滤失剂3-6克、润滑剂3-10克、屏蔽暂堵剂1-3克、防塌剂2-4克和无机盐5-8克。在钻井液循环池中放入淡水，加入钠基膨润土，充分搅拌后预水化，配制成预水化浆。然后在充分搅拌时顺序加入增粘剂，抗高温降滤失剂，润滑剂，屏蔽暂堵剂，防塌剂，无机盐，充分搅拌后即为本实施例仿油基高密度钻井液。

实施例1

室内配方的优选试验：

一、基浆优选

对试验所需基浆进行优选，实验数据见表1：

表1不同含量基浆的常规性能

项目	AV	PV	API(mL)
				2％基浆	2	2	34.0
3％基浆	3	2	27.0
				4％基浆	5	2	21.8

注：在本发明中，2％基浆的含义为：每100克水中加入2克钠基膨润土(3％基浆、4％基浆等含义与之相同，此为本领域技术人员的熟知表示方法，不再一一说明)。

尽可能的降低固相含量，同时又要兼顾到流变和失水两项指标，结合实验数据，选用3％的钠基膨润土浆为基浆。

二、增粘剂优选

根据试验需要对增粘剂及其加量进行优选，具体实验数据见表2：

表2试验所需增粘剂的优选

项目	AV	PV	初切	终切	API(mL)
						3％基浆+0.2％KPAM	12	11	0	0.5	15.0
3％基浆+0.2％FA367	15	10	1.5	2	14.0
						基浆+0.3％KPAM	20	15	0.5	3	10.2
3％基浆+0.3％FA367	25	17	2	8	9.2

注：在本发明中，0.2％KPAM的含义为：每100毫升基浆中加入0.2克KPAM(0.2％FA367、0.3％FA367等含义与之相同，此为本领域技术人员的公知表示方法，不再一一说明)。

通过数据对比，FA367的携沙能力较强，且相比较KPAM不易起泡，因此优选FA367，加量为0.3％。

三、抗高温降滤失剂优选

根据试验需要对抗高温降滤失剂进行优选，具体实验数据见表4、表5：

表4抗高温降滤失剂热滚前试验数据

项目	AV	PV	初切	终切	API(mL)
						3％基浆+3％SMC	2	2	0	0	10.0
3％基浆+3％SPNH	23	18	0	0	12.0
						3％基浆+3％SMP-II	4.5	4	0.5	1.5	20.0
3％基浆+0.3％PAC142	12	9	0.5	6	14.4
						3％基浆+2％NH₄-HPAN	4.5	4	0	0	11.0

表5抗高温降滤失剂热滚后(160℃/16h)试验数据

项目	AV	PV	初切	终切	API(mL)
						3％基浆+3％SMC	2	2	0	0	13.0

3％基浆+3％SPNH	11	10	0	0	11.4
						3％基浆+3％SMP-2	2.5	2	0	0	35.0
3％基浆+0.3％PAC142	9	9	0	0	14.0
						3％基浆+2％NH₄-HPAN	4.5	2	0	0	14.0

优选标准：1.该试剂对粘度影响较小。2.该试剂有比较好的降滤失效果。3.具有一定的抗温性。结合实验数据，初选SMC作为体系主降滤失剂，SPNH与NH₄-HPAN为辅助降滤失剂。

辅助降滤失剂SPNH与NH₄-HPAN的优选实验数据如下表6、表7所示：

表6辅助降滤失剂热滚前试验数据

项目	AV	PV	初切	终切	API(mL)
						原浆+1％SPNH	29	21	0.5	1.5	6.4
原浆+2％SPNH	49	33	2.5	6	3.4
						原浆+1％NH₄-HPAN	25	6	0.5	1	6.8
原浆+2％NH₄-HPAN	27.5	25	0.5	3.5	5.4

表7辅助降滤失剂热滚后试验数据

项目	AV	PV	初切	终切	API(mL)
						原浆+1％SPNH	22	17	0.5	2.5	6.2
原浆+2％SPNH	29	22	2	5.5	5.8
						原浆+1％NH₄-HPAN	15.5	6.5	0	1	6.5
原浆+2％NH₄-HPAN	18	16	0.5	2.0	5.8

原浆：3％基浆+0.3％FA367+5％润滑抑制剂+3％SMC+2％磺化沥青

结合实验数据，考虑到加重后对仿油基高密度钻井液实验数据的影响，确定选用SPNH为辅助降滤剂，加量为1％。

实施例2

根据实施例1的上述试验数据，本实施例仿油基高密度钻井液的配方如下：3％基浆+0.3％FA367+5％润滑抑制剂+3％SMC+1％SPNH+2％磺化沥青+1％屏蔽暂堵剂+6％KCl。本实施例仿油基高密度钻井液性能实验数据如下表8：

表8本实施例仿油基高密度钻井液常温及高温性能

通过上述数据可以看出本实施例仿油基高密度钻井液在160℃条件下热滚16h然后可以保持很好的流变和失水性能。

表9本实施例仿油基高密度钻井液润滑性评价结果

钻井液	润滑系数	泥饼粘滞系数
			仿油基(润滑抑制剂含量0％)钻井液	0.4355	0.1246
仿油基(润滑抑制剂含量3％)钻井液	0.2684	0.1162
			仿油基(润滑抑制剂含量5％)钻井液	0.081	0.0913
仿油基(润滑抑制剂含量7％)钻井液	0.066	0.0913
			仿油基(润滑抑制剂含量9％)钻井液	0.044	0.0686
仿油基(润滑抑制剂含量12％)钻井液	0.033	0.0532
			油基钻井液	0.06	0.0349
乳化原油(10％原油)聚磺钻井液	0.3752	0.0952
			乳化原油(15％原油)聚磺钻井液	0.2072	0.0542

本实施例仿油基高密度钻井液随着生物抑制润滑剂的增加润滑系数不断的下降，但是在加到5％后润滑系数就跟油基钻井液的润滑性能相差无几，所以生物抑制润滑剂的加量5％就完全可以达到油基钻井液的润滑水平当然，在现场因为施工需要完全可以不同程度的多加入一部分以达到更好的润滑效果。

表10本实施例仿油基高密度钻井液抗污染实验结果

通过上述数据可以说明本实施例仿油基高密度钻井液可以抗10％膨润土、15％NaCl或0.5％CaSO₄污染；也就是说在井下条件十分恶劣的条件下，已经有10％膨润土侵入，本实施例仿油基高密度钻井液仍然能维持正常工作不受到影响；同样在已经有15％NaCl侵入时依然能保持很好的钻井液性能。

本实施例的仿油基高密度钻井液具有良好的仿油基性能，能够满足油田现场施工的工程需要：1)其抗温性能达到180℃以上；2)可以抗10％一级钠土、15％NaCl或0.5％CaSO₄污染；3)润滑系数可达0.03以下；4)良好的环保性能，可以满足国家海洋石油开发要求；能有效解决油田的钻井复杂问题，使钻井复杂事故率由现在的40％降至国际复杂井事故率的平均水平(20％)以下。

显然，上述实施例仅仅是为清楚地说明所作的举例，而并非对实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。而由此所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明创造的保护范围之中。

Claims

1.一种仿油基高密度钻井液，其特征在于，所述仿油基高密度钻井液由2-4％淡水膨润土浆、增粘剂、抗高温降滤失剂、润滑剂、屏蔽暂堵剂、防塌剂和无机盐组成，所述2-4％淡水膨润土浆为每100毫升水中加入2-4克钠基膨润土形成的基浆，以每100毫升的2-4％淡水膨润土浆中加入量计算：增粘剂0.2-0.5克、抗高温降滤失剂3-6克、润滑剂3-10克、屏蔽暂堵剂1-3克、防塌剂2-4克和无机盐5-8克。

2.根据权利要求1所述的仿油基高密度钻井液，其特征在于，所述增粘剂为两性离子聚合物FA367或聚丙烯酸钾KPAM。

3.根据权利要求1所述的仿油基高密度钻井液，其特征在于，所述抗高温降滤失剂为磺化褐煤SMC、褐煤树脂SPNH、SMP-II、PAC142或NH4-HPAN中的任意一种或多种。

4.根据权利要求1所述的仿油基高密度钻井液，其特征在于，所述润滑剂为润滑抑制剂或甲基葡萄糖甙。

5.根据权利要求1所述的仿油基高密度钻井液，其特征在于，所述无机盐为氯化钠或氯化钾。

6.根据权利要求1所述的仿油基高密度钻井液，其特征在于，所述防塌剂为磺化沥青。

7.根据权利要求1至6任一所述的仿油基高密度钻井液，其特征在于，所述仿油基高密度钻井液由3％淡水膨润土浆、增粘剂、抗高温降滤失剂、润滑剂、屏蔽暂堵剂、防塌剂和无机盐组成，所述3％淡水膨润土浆为每100毫升水中加入3克钠基膨润土形成的基浆，以每100毫升的3％淡水膨润土浆中加入量计算：增粘剂0.3克、抗高温降滤失剂5克、润滑剂6克、屏蔽暂堵剂2克、防塌剂3克和无机盐6克。