CN102504771A

CN102504771A - 一种用于深水作业的水基钻井液体系及其制备方法

Info

Publication number: CN102504771A
Application number: CN201110310399XA
Authority: CN
Inventors: 李怀科; 田荣剑; 罗健生; 李自立; 耿铁; 苗海龙; 王楠
Original assignee: China Oilfield Services Ltd; China National Offshore Oil Corp CNOOC
Current assignee: China Oilfield Services Ltd; China National Offshore Oil Corp CNOOC
Priority date: 2011-10-13
Filing date: 2011-10-13
Publication date: 2012-06-20
Anticipated expiration: 2031-10-13
Also published as: CN102504771B

Abstract

本发明涉及一种用于深水作业的水基钻井液体系，其由按重量份计，100份的水基液体、3-4份的抑制剂、0.4-0.8份的低分子量包被抑制剂、2.5-5.5份的降滤失剂、0.2-0.3份的碱度调节剂、10-20份的NaCl、2-3份的润滑剂、0.2-0.4份的流型调节剂、3-5份的KCl和5-80份的加重剂组成。本发明还涉及一种用于深水作业的水基钻井液体系的制备方法。

Description

一种用于深水作业的水基钻井液体系及其制备方法

技术领域

本发明涉及一种水基钻井液体系及其制备方法，且尤其涉及一种用于深水作业的水基钻井液体系及其制备方法。

背景技术

与陆地和浅海钻井相比，海洋深水钻井作业时钻井液面临低温高压、钻井液用量大、气体水合物、安全密度窗口窄等技术挑战。以往用于海洋深水作业的水基钻井液仍然存在以下不足：

(1)体系中含有少量膨润土，增加了体系的固相含量，不利于实现低固相控制和储层保护。

(2)体系采用大分子量的部分水解的聚丙烯酰胺和KCl作为页岩抑制剂，通过协同作用抑制泥页岩的水化分散，但钻遇泥页岩地层时抑制性表现的还是不足；另一方面大分子量的聚丙烯酰胺容易使体系的粘度升高，低温下容易出现糊筛现象；

(3)体系的热稳定性差，HTHP滤失量大，泥饼厚而疏松；

(4)体系的流变性受温度的影响很大，特别是低温下的动切力YP变化显著，不利用压力控制。

因此，需要一种改进的用于深水作业的水基钻井液体系及其制备方法。

发明内容

本发明的目的是提供一种用于深水作业的水基钻井液体系。

本发明的另一个目的是提供一种用于深水作业的水基钻井液体系的制备万法。

本发明的又一个目的是提供水基钻井液体系用于深水作业的用途。

本发明提供的用于深水作业的水基钻井液体系由按重量份计，100份的水基液体、3-4份的抑制剂、0.4-0.8份的低分子量包被抑制剂、2.5-5.5份的降滤失剂、0.2-0.3份的碱度调节剂、10-20份的NaCl、2-3份的润滑剂、0.2-0.4份的流型调节剂、3-5份的KCl和5-80份的加重剂组成。

本发明所述的抑制剂是一种市售的液体处理剂，其是采购自天津中海油服化学有限公司的PF-HAB。该抑制剂是由乙二胺、己二胺、二乙烯三胺、三乙烯四胺、四乙烯五胺中的一种或多种与环氧乙烷、环氧丙烷或环氧氯丙烷中的一种在40℃-120℃的条件下合成的，分子量为200-1000。抑制剂在钻井液中主要通过吸附在粘土片表面，防止钻井液中的自由水进入泥页岩晶层，阻止泥页岩水化、分散造浆。

本发明所述的降滤失剂为低粘度聚阴离子纤维素和改性淀粉的组合，且两者的比例在1∶3以上，考虑到成膜剂容易起泡，加剧振动筛的跑浆，故体系不用成膜剂作为降滤失剂。

本发明所述的低分子量包被抑制剂为本领域常用的低分子量包被抑制剂，优选重均分子量为60万的阳离子聚丙烯酰胺，它们起到包被钻屑并抑制钻屑水化分散的作用。

本发明所述的润滑剂为本领域常用的润滑剂，优选聚合醇类润滑剂和油性润滑剂，它们起到改善钻井液的润滑性的作用。

本发明所述的流型调节剂为本领域常用的流型调节剂，优选黄原胶，它们起到增加钻井液的切力，特别是低剪切速率粘度的作用。

本发明所述的碱度调节剂为本领域常用的碱度调节剂，优选无水NaCO₃或NaOH，它们起到除去海水中的钙镁离子，调节体系pH的作用。

本发明所述的加重剂为本领域常用的加重剂，可根据水基钻井液体系所需的密度进行选择，优选重晶石粉和石灰石粉中的一种或两种。

本发明所述的NaCl是一种优良的热力学抑制剂，添加量一般控制在15～25％，在体系中通过改变水溶液或水合物相的化学势，使水合物的相平衡曲线向较低的温度或较高的压力方向移动，从而达到抑制水合物生成的目的。如果NaCl的添加量不足，会使水合物相平衡曲线向温度较高或压力较低的方向移动，无法实现对气体水合物的有效抑制，由此无法使本发明的体系用于深水作业；而KCl在体系中主要起抑制粘土水化膨胀作用。

正如本文中使用的，术语“水基液体”指的是淡水基、海水基和盐水基液体。

本发明适用于水深在1000m以内的深水井作业。

本发明适用于海床泥线附近温度大于2℃的深水作业。

钻井液体系的使用方法应该注意以下两点：

(1)现场配置过程中，应先加入碱度调节剂除去钙镁离子，维持体系的pH在8-10，再加入NaCl、抑制剂、低分子量包被抑制剂并充分搅拌，最后加入降滤失剂、流型调节剂、KCl、润滑剂和加重材料。

(2)钻深水表层泥页岩地层时，钻井液体系中抑制剂的加量必须保证在3％以上，低分子量包被抑制剂的加量必须占总钻井液加量的0.6-0.8％。实际钻进过程中，根据现场实际起钻情况，可适当增加或减少润滑剂的加量。

传统的用于深水作业的强抑制钻井液体系，如高盐/PHPA体系采用分子量较大的聚丙烯酰胺作为包被剂。虽然能够很好地将岩屑包裹起来，并顺利带到井口，但不足之处在于它会引起体系的粘度升高，特别是在低温情况下粘度升高的更加明显，容易糊振动筛的筛网，出现跑浆想象，给现场泥浆处理带来了很多困难；同时，由于温度的变化造成体系的动切力变化幅度大，低温YP与常温YP比值一般在1.7-1.9之间，不利于井下压力控制。本发明采用低分子量的阳离子包被抑制剂，一方面不会引起体系粘度升高，同时低温条件下也不会出现糊筛现象，保证了很好的低温过筛能力；同时，体系动切力受温度的影响较小，低温YP与常温YP比值可以控制在1.5以内，很好地保证了深水井的井下压力控制。

本发明的适用于深水作业的水基钻井液采用胺类化合物作为抑制剂，复配无机盐共同作用抑制泥页岩水化分散，同时采用低分子量的阳离子包被抑制剂将被胺分子粘结的粘土颗粒缠裹起来，进一步阻止周围液相中的水分子的渗入。另外，本发明的水基钻井液体系中还加入了热力学抑制剂在一定程度上可以抑制水合物的生成，保证了整个钻井作业的安全。

本发明的钻井液体系具有如下优势：

(1)无土相，降低了整个体系的固相含量，实现高比重钻进；

(2)包被钻屑能力强，泥页岩滚动回收率≥90％；

(3)通过物理和化学双重作用机理大大增强了体系的抑制性，滤液防膨率≥90％；

(4)钻井液流变性优异，特别是低温流变性，4-25℃之间体系的塑性粘度控制在40mPa·s以内；在4℃低温下还能表现出很好的流变性，体系的表观粘度只有53mPa·s；动切力的变化幅度也较小，YP(4℃)/YP(25℃)＝1.43；

(5)HTHP滤失量低，控制在12ml以内，泥饼质量好，减少钻井液中的滤液进入储层造成的伤害；

(6)对环境无污染。

附图简述

图1是本发明实施例1制得的钻井液体系低温过60目筛后的示意图。

具体实施方式

下面的实施例以海水作为水基液体对本发明做进一步说明，但应理解，本发明并不限于海水基钻井液体系。另外，以下实施例中采用的物质，除了注明的之外，其余均为市售。

实施例1

将重晶石作为加重剂，配置密度为1.2g/cm³的海水基深水水基钻井液：用量筒量取400毫升海水置于浆杯中，在11,000r/min的转速下边搅拌边依次加入0.8g无水碳酸钠、60g NaCl、12g抑制剂(采购中海油服PF-HAB)、2g重均分子量为60万的阳离子聚丙烯酰胺(采购于中海油服PF-LV60)、2g低粘度聚阴离子纤维素、8g改性淀粉、12g聚合醇类润滑剂、0.8g黄原胶、12g油性润滑剂、12g KCl，高速搅拌20min，加入35g重晶石，高速搅拌40min。

实施例2

将石灰石作为加重剂，配置密度为1.15g/cm³的海水基深水水基钻井液：用量筒量取400毫升海水置于浆杯中，在11,000r/min的转速下边搅拌边依次加入0.8g无水碳酸钠、60g NaCl、12g抑制剂(采购中海油服PF-HAB)、2g重均分子量为60万的阳离子聚丙烯酰胺(采购于中海油服PF-LV60)、2g低粘度聚阴离子纤维素、8g改性淀粉、12g油性润滑剂、0.8g黄原胶、12g油性润滑剂、12g KCl，高速搅拌20min，加入25g石灰石，高速搅拌40min。

实施例3(现场配置)

配制密度为1.12g/cm³的海水基深水水基钻井液50方：往泥浆罐中打入40方海水，通过混合泵加入0.1吨无水碳酸钠、7.5吨氯化钠、1.5吨抑制剂(采购中海油服PF-HAB)、0.25吨重均分子量为60万的阳离子聚丙烯酰胺(采购于中海油服PF-LV60)、0.25吨低粘度聚阴离子纤维素(采购于中海油服PF-PAC-LV)、1吨改性淀粉(采购于中海油服PF-FLOCAT)、1.5吨油性润滑剂(采购于中海油服PF-LUBE)后，用混合泵循环20分钟，之后加入0.1吨黄原胶(采购于中海油服PF-XC-H)后换剪切泵剪切1小时。最后加入海水到体积50方，并保持搅拌。

性能测试：

将实施例1的海水基钻井液在120℃下热滚16h，然后测定热滚后钻井液的低温流变性、API滤失量和120℃，3.5MPa下高温高压滤失量，实验结果见表1。

表1 热滚后钻井液性能

低温条件下，钻井液表现出良好的流变特性，体系的粘度变化幅度较小，YP(4℃)/YP(4℃)＝1.43，说明体系的低温稳定性好。同时体系具有很低的HTHP滤失量，只有8.80ml，泥饼薄而韧。

2.钻井液包被性能评价

将350ml实施例1中的钻井液和海水分别装入两个老化罐中，分别加入40g钻屑，将老化罐在滚子炉中于120℃下恒温热滚16h，取出老化罐冷却至室温后，将老化罐中的钻井液中过40目筛，用清水缓缓将钻屑冲洗干净。将钻屑置于烘箱在105℃下烘干2h。将烘干的钻屑冷却至室温后称重，即可求出滚动回收率，结果见表2。

表2 钻屑在海水及深水水基钻井液体系中的滚动回收率

钻井液类型	滚前质量g	滚后质量g	滚动回收率％
				海水基钻井液	40.00	37.79	94.48
海水	40.00	5.84	14.60

钻屑在海水中的滚动回收率很小，只有14.60％，在海水基钻井液体系中的滚动回收率高达94.48％。说明本发明的海水基钻井液体系能够很好地包被钻屑，抑制性强。

3.低温过筛能力评价

将350ml实施例1中的钻井液用冰箱冷却至4±0.5℃，用60目筛评价体系的低温过筛能力。如果体系的过筛能力好，则体系能很快通过筛布，筛布上不会有筛余物；如果过筛能力差，体系则不同通过筛布，会有很多钻井液滞留在筛布上，本体系低温过60目筛(见图1)表明该体系的低温过筛能力好，不会出现糊筛和跑浆现象。

4.钻井液抑制性评价

收集实施例中1的钻井液的常温常压滤液20ml，将二级膨润土于105℃下烘干2h，常温下称取三份膨润土各5g，分别置于三个离心试管中，再用移液管分别吸取10ml滤液、蒸馏水、煤油，依次置于上述三个离心试管，于室温下静置2h。用离心机在1500r/min恒速离心15min，待停止后取出离心试管，读出膨润土在试管中的体积，即可求出钻井液滤液的防膨率，实验结果见表3。

表3 钻井液滤液的防膨率

钻井液	防膨率％
		海水基钻井液	93.1

综上所述，以上仅为本发明的较佳实施例而已，并非用于限定本发明的保护范围，因此，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims

1.一种用于深水作业的水基钻井液体系，其由按重量份计，100份的水基液体、3-4份的抑制剂、0.4-0.8份的低分子量包被抑制剂、2.5-5.5份的降滤失剂、0.2-0.3份的碱度调节剂、10-20份的NaCl、2-3份的润滑剂、0.2-0.4份的流型调节剂、3-5份的KCl和5-80份的加重剂组成。

2.一种制备如权利要求1所述的用于深水作业的水基钻井液体系的方法，其包括将所述各成分搅拌混合即得。

3.权利要求1所述的水基钻井液体系用于深水作业的用途。