CN102433109A

CN102433109A - 一种强抑制、高润滑水基钻井液及其制备方法

Info

Publication number: CN102433109A
Application number: CN2011103300574A
Authority: CN
Inventors: 钟汉毅; 邱正松; 黄维安; 江琳; 曹杰; 张现斌; 张世锋; 王富伟
Original assignee: China University of Petroleum East China
Current assignee: China University of Petroleum East China
Priority date: 2011-10-21
Filing date: 2011-10-21
Publication date: 2012-05-02

Abstract

本发明涉及一种强抑制、高润滑水基钻井液的制备方法，主要包含淡水或海水100份，无机盐2～10份，具有如下分子结构的环烷胺类化合物与质子酸作用的产物作为胺类强抑制剂0.2～5份，包被抑制剂0.1～1份，增粘剂0.1～1份，降滤失剂0.1～1.5份，防泥包润滑剂0.5～5份，暂堵剂1～10份，以及适量加重剂(根据需要配加)。本发明所提供的钻井液抑制性能优异，润滑性能优良，能有效保护油气层，是一种能替代油基钻井液的新型钻井液体系。

Description

一种强抑制、高润滑水基钻井液及其制备方法

技术领域

本发明涉及一种石油钻井用钻井液。

背景技术

随着勘探领域的扩展、钻井技术的进步，常规水基钻井液无法满足定向井、复杂井、大分支井对钻井液抑制性和润滑性的要求。油基钻井液由于具有优异的抑制性、高温稳定性和优良的润滑性能等优点，一直是复杂井和高难度井的理想选择。然而其对环境的不利影响及高成本限制了其广泛使用。为此，开发一种具有油基钻井液优良性能的水基钻井液成为钻井液工作者的共同目标。近年来陆续开发出了一系列强抑制水基钻井液体系，如KCl/聚合物钻井液、正电胶钻井液、阳离子钻井液、聚合醇钻井液和硅酸盐钻井液等。这些体系均在现场取得了一定的应用效果，其中阳离子钻井液被认为是抑制性最接近油基钻井液的体系。然而，由于阳离子钻井液体系主要由低分子量季铵盐和高分子阳离子聚合物包被剂组成，与传统的阴离子处理剂配伍性较差，同时存在较大的生物毒性，应用受到限制。

为保持阳离子钻井液突出抑制性的同时而不影响钻井液体系的配伍性，同时兼顾润滑、提高钻速和环保等更高技术要求，开发新型强抑制、高润滑水基钻井液成为必然。针对上述情况，开发了一种新型强抑制、高润滑水基钻井液，有效抑制泥页岩水化膨胀，提高钻速，是一种具有环保性的油基钻井液替代体系。

发明内容

本发明的目的是提供一种具有阳离子钻井液特性的强抑制、高润滑水基钻井液。

本发明的首要目的是提供一种新型胺类页岩抑制剂，该抑制剂以前未在钻井液中使用过。在此基础上结合钻井液性能需求，开发出无粘土相强抑制、高润滑水基钻井液。本发明的目的是这样实现的：

本发明所提供的强抑制、高润滑水基钻井液包含下列重量百分比的物质：

淡水或海水，100份；

无机盐，0.5～10份；

胺类强抑制剂，0.2～5份；

包被抑制剂，0.1～1份；

增粘剂，0.1～1份；

降滤失剂，0.1～1.5份；

防泥包润滑剂，0.5～5份；

暂堵剂，1～10份；

加重剂，10～200份。

优选地，所述无机盐为氯化钠、氯化钙、氯化钾、氯化镁、溴化钙、溴化锌溶液中的一种或几种的混合物。

优选地，所述新型胺类强抑制剂是具有如下分子结构的化合物与质子酸反应后的产物：

其中，R和R’可以是氢原子、甲基、乙基或者丙基，R”为碳原子数0-20的烷基；n为整数，取值范围为1-4；X可以是胺基、烷氧基、羧基。

优选地，质子酸可以是甲酸、乙酸、丙酸、丁酸、盐酸、氢溴酸、硫酸、磷酸、硝酸、硼酸、高氯酸、卤化醋酸、顺式丁二酸、富马酸、乙醇酸、乳酸、柠檬酸中的一种或者几种的混合物。

优选地，包被抑制剂可以是阳离子聚丙烯酰胺、非离子聚丙烯酰胺、阴离子聚丙烯酰胺、聚丙烯酸钾、两性离子聚合物中的一种或几种的混合物。

优选地，增粘剂可以是黄原胶、羟乙基纤维素、高分子量部分水解聚丙烯酰胺、高粘度羧甲基纤维素、高粘度羟乙基纤维素、丙烯酰胺-丙烯酸类共聚物中的一种或几种的混合物。

优选地，降滤失剂可以是腐植酸类、纤维素类、聚丙烯腈、聚丙烯酸盐类、树脂类和淀粉类中的一种或几种的混合物。

优选地，防泥包润滑剂可以是水基润滑剂、极压润滑剂、固体润滑剂中的一种或几种。

优选地，暂堵剂为超细碳酸钙或油溶性树脂。

优选地，石灰石粉、重晶石、赤铁矿、方铅矿、氧化铁、氧化锰、碳酸镁、氯化钙、氯化镁、溴化钙、甲酸盐中的一种或几种.

本发明的关键技术是提供所述胺类化合物作为泥页岩抑制剂在钻井液中的用途。

本发明与现有技术相比具有如下优点：

(1)胺类抑制剂抑制性能突出，钻井液体系泥页岩水化分散抑制能力强，尤其是活性泥页岩钻井过程中能有效抑制活性泥页岩水化分散，该体系抑制性与油基钻井液相当。

(2)润滑性能优异，能有效减少钻头泥包，防止钻具黏附，能大大提高钻速。

(3)体系中不含人为加入的膨润土，固相含量低，在暂堵剂和油层保护剂的协同作用下能最大限度地保护油气层。

(4)体系所用处理剂种类少，配制简单，维护方便。

具体实施方式

实施例1

配制不加重强抑制、高润滑水基钻井液：在高速搅拌杯中加入400mL海水，开启搅拌机，在3000r/min下边搅拌边加入20g氯化钠、1.2g聚丙烯酰胺(PAM)、12g胺类强抑制剂(PCHA)、1.2g黄原胶(XC)、4g低粘聚阴离子纤维素(PAC-L)、8g水基润滑剂(SD-506)和12g超细碳酸钙。每种处理剂按照间隔10min加入，全部加入后搅拌30min。

上述胺类强抑制剂(PCHA)为环烷胺与盐酸按照摩尔比1∶1混匀后的产物。

实施例2

配制密度为1.3g/cm³强抑制、高润滑水基钻井液，在高速搅拌杯中加入400mL淡水，开启搅拌机，在3000r/min下边搅拌边加入40g氯化钾、1.2g阳离子聚丙烯酰胺(CPAM)、12g胺类强抑制剂(PMCHA)、1.2g黄原胶(XC)、4g低粘羧甲基纤维素(CMC-L)、8g极压润滑剂(SD-505)、12g超细碳酸钙和170g重晶石。每种处理剂按照间隔10min加入，全部加入后搅拌30min。

上述胺类强抑制剂(PMCHA)为N-甲基环己胺与甲酸按照摩尔比1∶1混匀后的产物。

实施例3

配制不加重强抑制、高润滑水基钻井液：在高速搅拌杯中加入400mL海水，开启搅拌机，在3000r/min下边搅拌边加入9g氯化钠和20g氯化钾、1.2g两性离子聚合物(FA367)、1.2g胺类强抑制剂(PDMCHA)、1.2g黄原胶(XC)、4g羟乙基纤维素(HEC)、8g纳米乳液、12g超细碳酸钙。每种处理剂按照间隔10min加入，全部加入后搅拌30min。

上述胺类强抑制剂(PDMCHA)为N，N-二甲基环己胺与柠檬酸按照摩尔比1∶1混匀后的产物。

下面对实施例中的效果进行说明。

首先，为评价所述胺类强抑制剂作为页岩抑制剂的抑制性能，将胺类强抑制剂与传统无机盐抑制剂KCl和国外页岩抑制剂Ultrahib进行性能对比。分别采用抑制膨润土造浆实验和页岩滚动分散实验进行实验评价。

1.抑制膨润土造浆实验

抑制膨润土造浆实验步骤如下：在400mL清水中加入不同浓度抑制剂，调节体系pH≥9，同时加入5wt％膨润土，高速搅拌30min后，将浆液倒入陈化罐中，70℃热滚16h后，冷却至室温，高速搅拌5min测试浆液流变性。再加入等量膨润土高速搅拌30min，70℃热滚16h后冷却至室温测试浆液流变性。重复上述实验过程，直到浆液粘度太大读数测不出为止。

表1不同体系读数随膨润土加量的变化

注：-表示读数超出量程范围；

和

为ZNN-6六速旋转粘度计读数；表中％为质量百分浓度。

表2不同抑制剂溶液表观粘度和动切力随膨润土加量的变化

从表1和表2测试结果可知，在清水中，随着膨润土加量的增加，由于粘土的水化分散，测试浆液粘度迅速增加。当膨润土加量为20％时，测试浆液因为粘度太大而超出测量范围。氯化钾溶液中，膨润土加量达到30％时浆液粘度太大而无法测量，表现出较强的抑制能力。而实施例1样、实施例2样和实施例3中的胺类强抑制剂PCHA、PMCHA和PDMCHA均表现出优良的抑制性能，其表观粘度和动切力均随着膨润土加量的增加而变化缓慢，优于国外页岩抑制剂Ultrahib。其中PMCHA和PDMCHA对膨润土的容量限达到45％，表明加入胺类强抑制剂后，粘土的水化膨胀能得到最大限度抑制。

2.页岩滚动分散实验

页岩滚动分散实验如下：称取50.0g(准确至0.01g)2mm-5mm胜利油田沙河街组泥页岩岩样，装入盛有350mL测试溶液的泥浆品脱罐中，加盖旋紧。将品脱罐放入滚子加热炉中，在120℃下热滚16h后，取出泥浆品脱罐，冷却至室温，将罐内的液体和岩样过40目筛。将40目筛余在105℃下烘干4h，取出冷却，并在空气中静放24h，然后称重。

按照下式计算泥页岩岩样在不同测试液中的回收率：

R₄₀＝m/50×100％

式中：R₄₀——40目页岩回收率；

m——40目筛余的平均值，g。

测试结果如下：

表3不同抑制剂120℃/16h回收率

注：表中％为质量百分浓度。

从表3测试结果可知，本发明提供的胺类强抑制剂回收率均高于传统无机盐类抑制剂KCl和国外聚胺抑制剂Ultrahib，表现出优异的抑制泥页岩水化分散性能。

为了进一步验证上述实施例中提供的钻井液体系的抑制、润滑性能，将其与油基钻井液进行性能对比。油基钻井液的配方如下：

360mL 5#白油+12g有机土+16g主乳化剂+16g辅助乳化剂+3.2g润湿剂+40mL CaCl₂溶液(20wt％)+20g降滤失剂

采用页岩滚动分散实验对比评价不同配方抑制性能，所用岩屑为塔里木油田泥页岩岩样。通过极压润滑系数评价不同配方的润滑性能，测试结果如下：

表4不同钻井液抑制与润滑性能测试结果

从表4可以看出，上述实施例1、实施例2和实施例3的岩屑回收率与油基钻井液的接近，表明其具有优异的抑制性能。极压润滑系数也比较接近油基钻井液的，可见本发明提供的钻井液具有优良的润滑性能。

Claims

1.一种强抑制、高润滑水基钻井液，其特征在于，该钻井液包含下列重量百分比的物质：

淡水或海水，100份；

无机盐，2～10份；

胺类强抑制剂，0.2～5份；

包被抑制剂，0.1～1份；

增粘剂，0.1～1份；

降滤失剂，0.1～1.5份；

防泥包润滑剂，0.5～5份；

暂堵剂，1～10份；

加重剂，10～200份。

2.如权利1要求所述的钻井液，其特征在于，无机盐可以是氯化钠、氯化钙、氯化钾、氯化镁、溴化钙、溴化锌溶液中的一种或几种的混合物。

3.如权利要求1所述的钻井液，其特征在于，胺类强抑制剂是具有如下分子结构的化合物：

其中，R和R’可以是氢原子、甲基、乙基或者丙基，R”为碳原子数1-20的烷基；n为整数，取值范围为1-4；X可以是胺基、烷氧基或羧基。

4.如权利要求2所述的钻井液，其特征在于，胺类强抑制剂是权利2所述的化合物与质子酸反应后的胺盐；其中质子酸可以是甲酸、乙酸、丙酸、丁酸、盐酸、氢溴酸、硫酸、磷酸、硝酸、硼酸、高氯酸、卤化醋酸、顺式丁二酸、富马酸、乙醇酸、乳酸、柠檬酸中的一种或者几种的混合物。

5.如权利要求1所述的钻井液，其特征在于，包被抑制剂可以是阳离子聚丙烯酰胺、非离子聚丙烯酰胺、阴离子聚丙烯酰胺、聚丙烯酸钾、两性离子聚合物中的一种或几种的混合物。

6.如权利要求1所述的钻井液，其特征在于，增粘剂可以是黄原胶、羟乙基纤维素、高分子量部分水解聚丙烯酰胺、高粘度羧甲基纤维素、高粘度羟乙基纤维素、丙烯酰胺-丙烯酸类共聚物中的一种或几种的混合物。

7.如权利要求1所述的钻井液，其特征在于，降滤失剂可以是腐植酸类、纤维素类、聚丙烯腈、聚丙烯酸盐类、树脂类和淀粉类中的一种或几种的混合物。

8.如权利要求1所述的钻井液，其特征在于，防泥包润滑剂可以是水基润滑剂、极压润滑剂、固体润滑剂中的一种或几种的混合物。

9.如权利要求1所示的钻井液，其特征在于，暂堵剂为超细碳酸钙或油溶性树脂。

10.如权利要求1所示的钻井液，其特征在于，加重剂可以是石灰石粉、重晶石、赤铁矿、方铅矿、氧化铁、氧化锰、碳酸镁、氯化钙、氯化镁、溴化钙、甲酸盐中的一种或几种。