CN102002350B - 一种超高温水基钻井液 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种超高温水基钻井液；按重量份：水100份，钠基膨润土1～6份、钻井液高温保护剂0.5～3份、高温降滤失剂GLJ-I 2～6份、高温降滤失剂GLJ-II 2～6份、高温封堵剂2～4份、重晶石0～300份；钠基膨润土为天然钠基膨润土或钙基膨润土钠化改性膨润土；钻井液高温保护剂为苯乙烯磺酸钠、丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸三元共聚物，分子量为1000～5000；高温降滤失剂GLJ-I为磺化腐殖酸类降滤失剂；高温降滤失剂GLJ-II为磺化树脂型改性降滤失剂；高温封堵剂为磺化改性天然植物沥青；重晶石为硫酸钡，密度大于4.2g/cm³；本发钻井液流变性好，粘度与切力较低。

Description

一种超高温水基钻井液

技术领域

本发明涉及石油地质勘探与开发技术领域所用的一种水基钻井液，属于应用于深井超深井的超高温(温度大于180℃)水基钻井液。

背景技术。

在钻井过程中，为保证钻井质量和完井质量，除了需要使用一些专用的机械设备外，还需要使用一些专用的流体，这种流体就是钻井液，钻井液是从钻开油层到油井投产全过程所用的液体，它既要满足工艺的要求，还要切实保护好油层。如钻开油层的钻井完井液，既要稳定井壁，具有一定的液柱压力，用以平衡地应力，防止流体侵入井内造成井涌井喷；又要有良好的平衡侧压力，提高泥饼质量，保持井壁稳定，防止压差卡钻，减少滤液，阻止固相侵入油层；还要保证有效地清洗井底携带钻屑和悬浮物。

深层石油及天然气的勘探开发是解决我国石油工业稳产增产主要的途径。因而，深井、超深井的钻探就必将成为我国石油工业的一个重要方面。由于地温梯度的存在，井眼越深，井筒内的温度就会变得越高。对于井底温度标准的划分目前学术界尚无明确定义，国内学者一般认为井底温度在150℃以下属于一般温度，150～180℃属于高温，而超过180℃属于超高温。

我国西部油田(温度梯度为2.5～3.0℃/100m)超过7000m的超深井和东部油田(温度梯度为3.5～4.3℃/100m)超过5000m的深井井底温度就很可能超过200℃，在高温条件下，钻井液中的各种组分均会发生降解、发酵、增稠、失效等变化，从而使钻井液性能发生剧变，并且不易调整和控制，严重时将导致钻井作业无法正常进行。另外，由于深井超深井往往存在着异常高压，钻井液必须具有很高的密度来平衡井底的异常高压，所用钻井液密度往往需超过2.00g/cm³。我国目前普遍采用的聚磺钻井液的钻井液使用的最高井底温度为179℃，在此情况下，欲保持钻井液良好的流变性和较低的滤失量会更加困难，发生压差卡钻及井漏、井喷等井下复杂情况的可能性会大大增加。

发明内容

本发明的目的是提供一种超高温水基钻井液，该钻井液有利于满足深井超深井对钻井液抗温能力的要求。

本发明所述的超高温水基钻井液可采用的技术方案是：该钻井液各成分及配比按重量份如下：

水100份、钠基膨润土1～6份、钻井液高温保护剂GBH 0.5～3份、高温降滤失剂GLJ-I 2～6份、高温降滤失剂GLJ-II 2～6份、高温封堵剂GFD2～4份、重晶石0～300份。其中：钠基膨润土为天然钠基膨润土或钙基膨润土钠化改性膨润土；钻井液高温保护剂(GBH)为苯乙烯磺酸钠、丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸三元共聚物，分子量为1000～5000；高温降滤失剂(GLJ-I)为磺化腐殖酸类降滤失剂；高温降滤失剂(GLJ-II)为磺化树脂型改性降滤失剂；高温封堵剂(GFD)为高软化点磺化改性天然植物沥青；重晶石主要成分为硫酸钡，起加重钻井液的作用，密度大于4.2g/cm³。

本发明提供的超高温水基钻井液配方体系抗温达240℃，具有较低的高温高压滤失性能和良好的流变性能。在长深5井和莫深1井得到成功应用，现场使用效果良好。

具体实施方式

实施例1

a、基浆：在100ml蒸馏水里加入4g膨润土，高速搅拌20分钟，装入密闭广口瓶中，室温水化24小时。

b、配方：基浆400ml+钻井液高温保护剂GBH 4g+高温降滤失剂GLJ-I 24g+高温降滤失剂GLJ-II 16g+高温封堵剂GFD16g+重晶石(根据密度需要)

c、基浆中的膨润土为夏子街一级膨润土；钻井液高温保护剂GBH、高温降滤失剂GLJ-I、GLJ-II、高温封堵剂GFD来自北京金海岸助剂厂；重晶石自新疆轮南重晶石厂。

d、配制工艺：在高速搅拌下往高搅杯中按配方依次加入不同处理剂，高速搅拌20min，密封养护24小时。按钻井液比重要求加入重晶石，高速搅拌10min测其流变性能和中压滤失量。然后装入老化罐中在240℃温度下热滚16h，冷却至室温，移入搅拌罐中高速搅拌5min。测其流变性能、中压滤失量和高温高压滤失量。

e、钻井液性能：

老化前

密度：1.4g/cm³

塑性粘度(PV)：25mPa·s

动切力(YP)：10Pa

滤失量(APl失水量)：1.4ml

高温高压失水量：11.2ml

酸碱值(pH)：9

老化后

密度：1.4g/cm³

塑性粘度(PV)：21

动切力(YP)：14

滤失量(APl失水量)：3.2ml

高温高压失水量：14ml

酸碱值(pH)：9

实例1在长深长深5井中应用，长深5井是松辽盆地南部的一口风险探井，是吉林油田最深的一口井，设计井深5400米，实际完钻井深5321米。该井最大技术难题为井底温度高，根据邻井显示该地区的最高温度梯度达到4.1℃/100m，井底温度预计达到220℃左右，本井下部井段(4357～5321)使用超高温水基钻井液，密度为1.25～1.28g/cm³，共进尺964m，井底温度207℃。从4357m由三磺钻井液转化为超高温水基钻井液，现场钻井液性能见下表。

长深5井三开井段抗超高温钻井液性能

现场钻井液性能评价表明，抗超高温水基钻井液现场应用具有以下特点：

①抗高温稳定性好，性能稳定，易于调整和维护，钻井液共经历95天的高温环境考验，流变性能恢复性好，未出现高温增稠或降粘现象，粘度始终保持在80～100s之间；②钻井液高温下保持良好流变性能，返砂能力强；③高温滤失量低，泥饼质量好，润滑性能好，起下钻通畅顺利；井壁稳定能力强，井壁无坍塌现象；④钻井液抑制页岩水化膨胀性强，返出钻屑均匀规则，不混杂，地质代表性强，保证了地质取全取准资料。

实施例2

a、基浆：2％(重量)的膨润土水浆，高速搅拌20分钟，水化24小时。

b、配方：基浆400g+钻井液高温保护剂GBH 8g+高温降滤失剂GLJ-I 24g+高温降滤失剂GLJ-II 16g+高温封堵剂GFD16g+重晶石(根据密度需要)。

c、基浆中的膨润土为夏子街一级膨润土；钻井液高温保护剂GBH、高温降滤失剂GLJ-I、GLJ-II、高温封堵剂GFD来自北京金海岸助剂厂；重晶石自新疆轮南重晶石厂。

d、配制工艺：配制工艺：在高速搅拌下往高搅杯中按配方依次加入不同处理剂，高速搅拌20min，密封养护24小时。按钻井液比重要求加入重晶石，高速搅拌10min测其流变性能和中压滤失量。然后装入老化罐中在220℃温度下热滚16h，冷却至室温，移入搅拌罐中高速搅拌5min。测其流变性能、中压滤失量和高温高压滤失量。

e、钻井液性能：

老化前

密度：2.3g/cm³

塑性粘度(PV)：93mPa·s

动切力(YP)：34.5Pa

滤失量(APl失水量)：2ml

高温高压失水量：14.0ml

酸碱值(pH)：9

老化后

密度：2.3g/cm³

塑性粘度(PV)：53mPa·s

动切力(YP)：18

高温高压失水量：10.4ml

酸碱值(pH)：9

实例2在莫深1井中应用：莫深1井位于准噶尔盆地，该井设计井深7380m，实际完钻井深7500m。该井四开段最主要技术难题为：井底高温高达200℃左右，钻井液相关性能调控非常困难；井底压力高，钻井液密度达2.0g/cm³以上。四开钻井施工中应用超温高密度水基钻井液体系，在密度使用达2.10g/cm³，井底温度190℃，施工时间长达一年，钻井液性能稳定。

现场应用效果表明：施工过程中井壁稳定、井眼畅通，深部裸眼井段经四次地层出水浸泡后，井眼畅通心仍保持较好。在井深6901.5m处理断钻具事故中，落井钻具在井下静止73h，未发生粘附或沉砂卡钻，充分证明了莫深1井高密度抗高温水基泥浆的抑制性、失水造壁性、润滑性、沉降稳定性和高温稳定性非常优良；体系流变性好，粘度与切力较低(漏斗粘度一直保持在60～70s范围)，为深部井段保持大排量、高泵压(30～35MPa)钻进提高技术保证，创国内陆上油田连续钻进泵压最高水平。

Claims (1)

1.一种超高温水基钻井液，温度大于180℃，其特征在于：该钻井液各成分及配比按重量份如下：

水100份，钠基膨润土1～6份、钻井液高温保护剂0.5～3份、高温降滤失剂GLJ-I 2～6份、高温降滤失剂GLJ-II 2～6份、高温封堵剂2～4份、重晶石0～300份；

其中：钠基膨润土为天然钠基膨润土或钙基膨润土钠化改性膨润土；

钻井液高温保护剂：为苯乙烯磺酸钠、丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸三元共聚物，分子量为1000～5000；

高温降滤失剂GLJ-I为磺化腐殖酸类降滤失剂；

高温降滤失剂GLJ-II为磺化树脂型改性降滤失剂；

高温封堵剂为磺化改性天然植物沥青；

重晶石为硫酸钡，密度大于4.2g/cm³。