CN102344785A - 抗120℃低固相强封堵低损害钻井液 - Google Patents
抗120℃低固相强封堵低损害钻井液 Download PDFInfo
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Abstract
本发明涉及抗120℃低固相强封堵低损害钻井液，是由水、增粘剂、抗氧化剂、降滤失剂、抑制剂、加重剂、封堵剂组成，加重剂的用量要使该钻井液密度分别为1.20g/cm3和1.50g/cm3。本发明还公开了上述钻井液的制备方法。本发明的钻井液解决了大斜度井、水平井常用无固相体系在低孔低渗储层的封堵问题，同时保障了钻井液体系良好的流变性能。
Description
技术领域
本发明涉及一种石油钻井工作液，更具体地涉及一种应用于钻井的低孔隙度、低渗透率储层、抗120℃强封堵低损害低固相钻井液。
本发明还涉及上述钻井液的制备方法。
背景技术
在钻井作业过程中，为了减少钻井液对地层的污染和减少因固相沉积而造成的事故发生，往往需要应用携岩能力强而钻速快的低固相钻井液。而对于低固相钻井液，往往携岩造壁能力差，钻井液体系具有较大的滤失量，其滤液渗入地层常常会在一定程度上降低储层的渗透率，如何既保证低固相体系在一定温度下具有良好的携岩能力，又要实现其对低孔低渗储层强的封堵性能，即降低低固相钻井液体系对储层的损害是一大技术难题。
发明内容
本发明的目的在于提供一种抗120℃低固相强封堵低损害钻井液，以解决低固相钻井液在低孔低渗储层的有效封堵，并且使钻井液具有优良的流变性能。
为实现上述目的，本发明提供的抗120℃低固相强封堵低损害钻井液，是由水、增粘剂、抗氧化剂、降滤失剂、抑制剂、加重剂、封堵剂组成，所述加重剂的用量要使该钻井液密度为1.20g/cm3；由下述方法制备得到：
以水为基液，搅拌下每升水加入重量为：
1）搅拌状态下加入0.3-0.6%的增粘剂；
2）继续搅拌后加入0.5-1.0%的抗氧化剂；
3）继续搅拌后加入3.0-3.5%的降滤失剂；
4）继续搅拌后分别加入2.0-2.5%、0.5-1.2%、3.0-5.0%的三种抑制剂；
5）继续搅拌后加入加重剂，使抗120℃低固相强封堵低损害钻井液密度为1.20g/cm3；
6）继续搅拌后加入4.0-5.0%的封堵剂；
7）继续搅拌后提高搅拌转速继续搅拌，制得目标产物。
本发明还提供一种抗120℃低固相强封堵低损害钻井液，是由水、增粘剂、抗氧化剂、降滤失剂、抑制剂、加重剂、封堵剂组成，所述加重剂的用量要使该钻井液密度为1.50g/cm3；由下述方法制备得到：
以水为基液，搅拌下每升水加入重量为：
1）搅拌状态下加入0.8-1.2%的增粘剂；
2）继续搅拌后加入0.5-1.0%的抗氧化剂；
3）继续搅拌后加入3.0-3.5%的降滤失剂；
4）继续搅拌后加入2.0-2.5%、0.5-1.2%两种抑制剂；
5）继续搅拌后加入加重剂，使抗120℃低固相强封堵低损害钻井液密度为1.50g/cm3；
6）继续搅拌后加入3.0-4.0%和1.5-3.0%的封堵剂；
7）继续搅拌后提高搅拌转速继续搅拌，制得目标产物。
本发明的抗120℃低固相强封堵低损害钻井液中：
所述的加重剂为甲酸盐，如甲酸钾、甲酸钠以及甲酸铯等，本发明优选的加重剂为甲酸钠和甲酸钾；
所述的增粘剂为天然高分子聚合物；
所述的抗氧化剂为MgO；
所述的降滤失剂为改性淀粉类；
所述的抑制剂为聚合醇、KCL和聚胺中的一种或几种；
所述的封堵剂为纤维状或颗粒状的PSFD-1、聚合物成膜剂CMJ-2、沥青树脂的一种或几种。
本发明提供的制备上述密度为1.20g/cm3的抗120℃低固相强封堵低损害钻井液的方法，以水为基液，搅拌下每升水加入重量为：
1）搅拌状态下加入0.3-0.6%的增粘剂；
2）继续搅拌后加入0.5-1.0%的抗氧化剂；
3）继续搅拌后加入3.0-3.5%的降滤失剂；
4）继续搅拌后分别加入2.0-2.5%、0.5-1.2%、3.0-5.0%的三种抑制剂；
5）继续搅拌后加入加重剂，使抗120℃低固相强封堵低损害钻井液密度为1.20g/cm3；
6）继续搅拌后加入4.0-5.0%的封堵剂；
7）继续搅拌后提高搅拌转速继续搅拌，制得目标产物。
本发明提供的制备上述密度为1.50g/cm3的抗120℃低固相强封堵低损害钻井液的方法，以水为基液，搅拌下每升水加入重量为：
1）搅拌状态下加入0.8-1.2%的增粘剂；
2）继续搅拌后加入0.5-1.0%的抗氧化剂；
3）继续搅拌后加入3.0-3.5%的降滤失剂；
4）继续搅拌后加入2.0-2.5%、0.5-1.2%两种抑制剂；
5）继续搅拌后加入加重剂，使抗120℃低固相强封堵低损害钻井液密度为1.50g/cm3；
6）继续搅拌后加入3.0-4.0%和1.5-3.0%的封堵剂；
7）继续搅拌后提高搅拌转速继续搅拌，制得目标产物。
所述的制备方法，其中，步骤1-步骤6的搅拌速度为1000-4000r/s，搅拌时间为30-50分钟。
所述的制备方法，其中，步骤7的搅拌速度为10000-11000r/s，搅拌时间为20分钟。
具体实施方式
本发明的目的就是研发抗120℃、在低孔低渗储层中能实现有效封堵的低固相钻井液体系，其解决技术方案是，该钻井液是由水、增粘剂、降滤失剂、封堵剂、抑制剂、加重剂组成，其中，水为基液，再分别按组分同基液配比要求加入增粘剂、降滤失剂、封堵剂、抑制剂、加重剂，该发明优选出抗120℃、1.2 g/cm3和1.5g/cm3低固相钻井液体系的增粘剂、降滤失剂、封堵剂。
以下结合实际情况对本发明的具体实施方式作详细说明。
本发明在具体实施时，该钻井液是由水、增粘剂、降滤失剂、封堵剂、抑制剂和加重剂组成，其中，以水为基液，加重剂加量由密度限定，钻井液密度分别为1.20 g/cm3和1.50g/cm3，即每立方厘米甲酸盐基液重为1.20g和1.50g。
制备密度为1.5g/cm3的钻井液与制备密度为1.2 g/cm3的钻井液不同之处，除加入的加重剂种类和重量不同外，加入的封堵剂也不同。下面具体举例说明。
以400ml水为基液、配置1.2g/cm3钻井液为例，具体是由PSZN-1（1.6g），MgO（4g），PSJLS-1（12g）, 聚合醇（8g）, 聚胺（2g），KCL（12g）, NaCOOH（128g），CMJ-2（20g）制成。
以400ml水为基液、配置1.5g/cm3钻井液为例，具体是由PSZN-1（4g）, MgO（2g），PSJLS-1（12g）, 聚合醇（8g）, 聚胺（2g），KCOOH（800g），PSFD-1（12g）, 沥青树脂130（8g）制成。
本发明采用的增粘剂、降滤失剂、封堵剂、抑制剂及封堵剂等试剂均为公知产品，为便于理解，对上述试剂作一说明：
甲酸盐为甲酸钠和甲酸钾；
增粘剂为天然高分子聚合物，为市售的PSZN-1，北京博德世达石油技术有限公司产品；降滤失剂为改性天然高分子聚合物，主要为市售的PSJLS-1，为北京博德世达石油技术有限公司产品；封堵剂为市售的PSFD-1、沥青树脂130、CMJ-2，其中，PSFD-1为北京博德世达石油技术有限公司产品；沥青树脂130为甘肃定西市通灵助剂制造有限公司产品；CMJ-2为北京金海岸助剂厂产品；抑制剂为市售的聚合醇、聚胺，为湖北汉科新技术股份有限公司产品。
本发明的抗120℃低固相强封堵低损害钻井液，甲酸盐为加重剂，其作用为：
（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，防治或降低了渗透水化，在无机阳离子的镶嵌和静电应力双重作用
下，减少了水分子的进入，从而起到防塌和抑制作用；
（二）甲酸盐降低了钻井液体系自由水的活度，使底层水向井眼反向渗透，促进井壁稳定，甲酸根是极性水化基团，体积较小，它通过氢键吸附于粘土表面，增加水化膜厚度，防止粘土进一步水化，形成结构，使钻井液保持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，配伍及热稳定性良好。由于不含粘土相，减少了粘土对产层的伤害，更大程度的保护油气层；
增粘剂、降滤失剂的作用：增粘剂与降滤失剂均为天然高分子聚合物，依靠高分子来增加钻井液的粘度；同时，这类高分子聚合物分子中含有水化官能团，能在粘土表面形成水化膜，阻止水分子通过，降低滤液向地层的渗透损害；
封堵剂的作用：1.2g/cm3配方是通过加入成膜剂在岩芯表面形成一层隔离泥饼而起到封堵作用；对于1.5g/cm3配方是在其中加入适当粒度级配封堵纤维及颗粒，以求在储层形成能抗液流剪切渗透率趋于零薄而韧的内外优质泥饼，有效阻止钻井液中液相与固相进入储层，从而达到低损害钻井的目的；
抑制剂聚胺利用分子中的胺而具有强的抑制性，同时，其热稳定性好，能提高整个体系的抗温性。另一种抑制剂聚合醇是利用其浊度来发挥其抑制作用的。
本产品的流变指标及滤失性能见表1。
通过对不同渗透率岩芯的动滤失实验及渗透率恢复值实验结果见表2、表3、表4、表5、表6。
综上所述，本发明的抗120℃低固相强封堵低损害钻井液体系，适用于120℃低孔低渗储层，对应不同的密度需求，实现了低孔低渗储层良好的封堵性能，同时，流变性能良好，达到了本发明的目的。
实验表明，本发明的钻井液体系具有以下性能特点：
具有良好的流变性能，合适的动塑比（YP/PV＞0.5），利于动态悬浮岩屑；较小的高温高压滤失量（FLHTHP﹤15ml/30min）及动滤失量（动滤失速率小于≤0.1mL/10min，剪切转速：200RPM），封堵性能良好；低荧光（荧光级别﹤4）、无毒，易降解；渗透率反排值高（＞90%），具有明显的油层保护性能。
表1：
表2：
抗120℃、密度1.20g/cm3低固相钻井液动滤失量
注：1.动滤失实验条件:污染温度120℃，污染压力3.5Mpa，转速200r/min
2.动滤失量，ml；动滤失速率，ml/10min。
表3：
抗120℃、密度1.20g/cm3低固相钻井液渗透率恢复值
表4：
抗120℃、密度1.50g/cm3低固相钻井液性能
表5：
抗120℃、密度1.50g/cm3低固相钻井液动滤失量
注：1.动滤失实验条件:污染温度120℃，污染压力3.5Mpa，转速200r/min
2. 动滤失量，ml；动滤失速率，ml/10min。
表6：
抗120℃、密度1.50g/cm3低固相钻井液渗透率恢复值
Claims (10)
1.抗120℃低固相强封堵低损害钻井液，是由水、增粘剂、抗氧化剂、降滤失剂、抑制剂、加重剂、封堵剂组成，所述加重剂的用量要使该钻井液密度为1.20g/cm3；由下述方法制备得到：
以水为基液，搅拌下每升水加入重量为：
1）搅拌状态下加入0.3-0.6%的增粘剂；
2）继续搅拌后加入0.5-1.0%的抗氧化剂；
3）继续搅拌后加入3.0-3.5%的降滤失剂；
4）继续搅拌后分别加入2.0-2.5%、0.5-1.2%、3.0-5.0%的三种抑制剂；
5）继续搅拌后加入加重剂，使抗120℃低固相强封堵低损害钻井液密度为1.20g/cm3；
6）继续搅拌后加入4.0-5.0%的封堵剂；
7）继续搅拌后提高搅拌转速继续搅拌，制得目标产物。
2.一种抗120℃低固相强封堵低损害钻井液，是由水、增粘剂、抗氧化剂、降滤失剂、抑制剂、加重剂、封堵剂组成，所述加重剂的用量要使该钻井液密度为1.50g/cm3；由下述方法制备得到：
以水为基液，搅拌下每升水加入重量为：
1）搅拌状态下加入0.8-1.2%的增粘剂；
2）继续搅拌后加入0.5-1.0%的抗氧化剂；
3）继续搅拌后加入3.0-3.5%的降滤失剂；
4）继续搅拌后加入2.0-2.5%、0.5-1.2%两种抑制剂；
5）继续搅拌后加入加重剂，使抗120℃低固相强封堵低损害钻井液密度为1.50g/cm3；
6）继续搅拌后加入3.0-4.0%和1.5-3.0%的封堵剂；
7）继续搅拌后提高搅拌转速继续搅拌，制得目标产物。
3.根据权利要求1或2所述的抗120℃低固相强封堵低损害钻井液，其中：
所述的加重剂为甲酸盐；
所述的增粘剂为天然高分子聚合物；
所述的抗氧化剂为MgO；
所述的降滤失剂为改性淀粉类；
所述的抑制剂为聚合醇、KCL和聚胺中的一种或几种；
所述的封堵剂为纤维状或颗粒状的PSFD-1、聚合物成膜剂CMJ-2、沥青树脂的一种或几种。
4.权利要求1所述抗120℃低固相强封堵低损害钻井液的制备方法，以水为基液，搅拌下每升水加入重量为：
1）搅拌状态下加入0.3-0.6%的增粘剂；
2）继续搅拌后加入0.5-1.0%的抗氧化剂；
3）继续搅拌后加入3.0-3.5%的降滤失剂；
4）继续搅拌后分别加入2.0-2.5%、0.5-1.2%、3.0-5.0%的三种抑制剂；
5）继续搅拌后加入加重剂，使抗120℃低固相强封堵低损害钻井液密度为1.20g/cm3；
6）继续搅拌后加入4.0-5.0%的封堵剂；
7）继续搅拌后提高搅拌转速继续搅拌，制得目标产物。
5.权利要求2所述抗120℃低固相强封堵低损害钻井液的制备方法，以水为基液，搅拌下每升水加入重量为：
1）搅拌状态下加入0.8-1.2%的增粘剂；
2）继续搅拌后加入0.5-1.0%的抗氧化剂；
3）继续搅拌后加入3.0-3.5%的降滤失剂；
4）继续搅拌后加入2.0-2.5%、0.5-1.2%两种抑制剂；
5）继续搅拌后加入加重剂，使抗120℃低固相强封堵低损害钻井液密度为1.50g/cm3；
6）继续搅拌后加入3.0-4.0%和1.5-3.0%的封堵剂；
7）继续搅拌后提高搅拌转速继续搅拌，制得目标产物。
6.根据权利要求4或5所述的制备方法，其中：
所述的加重剂为甲酸盐；
所述的增粘剂为天然高分子聚合物；
所述的抗氧化剂为MgO；
所述的降滤失剂为改性淀粉类；
所述的抑制剂为聚合醇、KCL和聚胺中的一种或几种；
所述的封堵剂为纤维状或颗粒状的PSFD-1、聚合物成膜剂和沥青树脂130中的一种或几种。
7.根据权利要求4或5所述的制备方法，其中，步骤1-步骤6的搅拌速度为1000-4000r/s。
8.根据权利要求4或5所述的制备方法，其中，步骤1-步骤6的搅拌时间为30-50分钟。
9.根据权利要求4或5所述的制备方法，其中，步骤7的搅拌速度为10000-11000r/s。
10.根据权利要求4或5所述的制备方法，其中，步骤7的搅拌时间为20分钟。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C53 | Correction of patent of invention or patent application | ||
| CB02 | Change of applicant information |
Address after: 102200, Changping District Beijing science and Technology Park, super Road 1, building No. 6, Room 201, room 2 Applicant after: Beijing Petrostar Oil Technology Co., Ltd. Address before: 102249, 2 floor, science and Technology Park, China University of Petroleum, 18 Fukang Road, Beijing, Changping District Applicant before: Beijing Petrostar Oil Technology Co., Ltd. |
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| DD01 | Delivery of document by public notice |
Addressee: Di Xiangping Document name: Notification of Passing Examination on Formalities |
|
| C02 | Deemed withdrawal of patent application after publication (patent law 2001) | ||
| WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |
Application publication date: 20120208 |