CN102851009B

CN102851009B - 一种有机盐高密度钻井液

Info

Publication number: CN102851009B
Application number: CN201210370121.6A
Authority: CN
Inventors: 王雷; 周文欣; 卢丙朵; 韩晓华; 卢胜娟; 王欣; 王文瑞; 张晓坡; 王铁林; 黄海军
Original assignee: Beijing Oilchemleader Technology Development Inc Co
Current assignee: Beijing Oilchemleader Technology Development Inc Co
Priority date: 2012-09-27
Filing date: 2012-09-27
Publication date: 2015-05-20
Anticipated expiration: 2032-09-27
Also published as: CN102851009A

Abstract

本发明公开了一种有机盐高密度钻井液，由2-4％基浆和以每100毫升的2-4％基浆中样品加入量计算的：0.2-0.5克增粘剂、3-6克抗高温降滤失剂、3-10克润滑剂、2-4克防塌剂、2-5克有机盐组成，所述2-4％基浆为每100毫升水中加入2-4克钠基膨润土，在室温条件下经24小时水化形成的基浆。本发明所述的有机盐高密度钻井液抗温性能达到150℃以上；能够抗10％钠基膨润土、10％NaCl或0.5％CaCl₂污染；润滑系数达0.08以下。具有良好的仿油基性能，具有良好的环保性能，能够满足中国国家海洋石油开发要求。能有效解决油田的钻井复杂问题，特别适用于特殊高压油气藏的水平井和高压侧钻水平井钻井。

Description

一种有机盐高密度钻井液

技术领域

本发明涉及一种用于石油钻井工程中的钻井液，特别是一种适用于特殊高压油气藏的水平井和高压侧钻水平井钻井的有机盐高密度钻井液。

背景技术

近年来，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，提高钻井液性能的需求越来越明显。有机盐钻井液在中国国内虽然已经有诸多应用，但是，目前现有的有机盐高密度钻井液还存在着坂土含量高、流变性差、抑制性差、泥浆性能不协调等缺陷；并且抗温、抗盐和抗污染性能也比较差。我公司结合自身情况，研究开发了一种新型的有机盐高密度钻井液体系。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明提供了一种抗高温、抗盐和抗污染的有机盐高密度钻井液，其综合性能能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。

本发明是通过以下技术方案来实现上述技术目的的：

一种有机盐高密度钻井液，由2-4%基浆和以每100毫升的2-4%基浆中加入量计算的：0.2-0.5克增粘剂、3-6克抗高温降滤失剂、3-10克润滑剂、2-4克防塌剂、2-5克有机盐组成，所述2-4%基浆为每100毫升水中加入2-4克钠基膨润土，在室温条件下经24小时水化形成的基浆。

上述有机盐高密度钻井液，每100毫升的2-4%基浆中加入的增粘剂、抗高温降滤失剂、润滑剂、防塌剂、有机盐的量分别为：增粘剂0.5克、抗高温降滤失剂6克、润滑剂5克、防塌剂2克、有机盐2克。

上述有机盐高密度钻井液，所述增粘剂为两性离子聚合物FA367、聚丙烯酸钾KPAM、钻井液用降失水剂PAC142中的一种。

上述有机盐高密度钻井液，所述抗高温降滤失剂为磺化褐煤SMC、褐煤树脂SPNH、抗高温抗盐降滤失剂OCL-JB、聚丙烯腈铵盐NH₄-HPAN中的一种或多种。

上述有机盐高密度钻井液，所述润滑剂为润滑抑制剂、甲基葡萄糖甙、聚合醇中的一种或多种。

上述有机盐高密度钻井液，所述有机盐为甲酸钠、乙酸铵、草酸钠、醋酸钾、醋酸钠或十八烷基三甲基氯化铵的一种或多种。

上述有机盐高密度钻井液，所述防塌剂为磺化沥青。

本发明所述的有机盐高密度钻井液与现有钻井液相比具有以下优点：

本发明的有机盐高密度钻井液抗温性能达到150℃以上；能够抗10％钠基膨润土、10％NaCl或0.5％CaCl₂污染；润滑系数达0.08以下。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。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。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；其综合性能能与油基钻井液相媲美，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，具有良好的环保性能，能够满足国家海洋石油开发要求。

具体实施方式

为了更清楚的介绍本发明的技术方案，下面结合实施例对本发明做进一步详细的说明。

本发明所述的有机盐高密度钻井液由2-4%基浆、增粘剂、抗高温降滤失剂、润滑剂、防塌剂和有机盐组成，所述2-4%基浆为每100毫升水中加入2-4克钠基膨润土，在室温条件下经24小时水化形成的基浆，以每100毫升的2-4%基浆中样品的加入量计算：增粘剂0.2-0.5克、抗高温降滤失剂3-6克、润滑剂3-10克、防塌剂2-4克和有机盐2-5克。

具体的，本发明所述有机盐高密度钻井液的制备方法是：首先在泥浆罐中放入淡水、加入钠基膨润土，充分搅拌后在室温下预水化24小时，配制成预水化基浆。然后在搅拌时依次加入增粘剂，抗高温降滤失剂，润滑剂，防塌剂，有机盐，充分搅拌后得到有机盐高密度钻井液。

实施例1

一、有机盐优选

在2%基浆中分别加入质量体积百分数为2%的醋酸钾、醋酸钠、草酸钠、乙酸铵、甲酸钠、十八烷基三甲基氯化铵等有机盐，通过测定其各项性能参数，与2%基浆的性能进行对比，确定性能较佳的有机盐作为主剂。不同配方的钻井液分别标记如下：

1.2%基浆+2%醋酸钾

2.2%基浆+2%醋酸钠

3.2%基浆+2%草酸钠

4.2%基浆+2%乙酸铵

5.2%基浆+2%甲酸钠

6.2%基浆

7.2%基浆+2%十八烷基三甲基氯化铵

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，在室温条件下经24小时水化形成的基浆，3%基浆、4%基浆等含义与之相同，均为质量体积百分数，为本领域技术人员所熟知的表示方法。2%醋酸钾等用于表示含量的百分数均指质量体积百分数，不再一一说明。

将1~7几种配方的钻井液在磙子加热炉中150℃条件下，经过16h的滚动前后所测得各项参数如表1所示。

表11~7几种配方的性能参数

【备注】①：6号的350为表观粘度上升率；7号配方的泡沫多，没法测，未作记录。

表1中Ф600/Ф300是测定钻井液流变性的六速旋转粘度计的读数；API FL是指用API滤失量测定仪测得的失水量；G"/G'是钻井液静切力，G"为初切力，是指钻井液在经过充分搅拌后，静置1min或10s测得的静切力，简称为初切；G'为终切力，是指钻井液在充分搅拌后，静置10min测得的静切力，简称为终切；表观粘度抑制率是衡量钻井液抑制性的一个指标。

根据表1中的数据能够看出，1、2、3、4、5几种配方的抑制性较佳，所添加的醋酸钾、醋酸钠、草酸钠、乙酸铵、甲酸钠，其中3号配方的抑制性最好，故采用3号配比中所用的草酸钠作为本发明所述有机盐高密度钻井液中所用的有机盐主剂。

为了得到草酸钠的较佳添加量，分别向2%基浆中分别加入质量体积百分数为4%、6%、8%的草酸钠，对草酸钠不同添加量的钻井液做进一步测试，测试结果见表2，根据测试结果得出较佳的草酸钠添加量。

表2草酸钠不同添加量的钻井液的性能参数

【备注】②：350为2%基浆的表观粘度上升率。

根据表2中的数据得知，随草酸钠的添加量增加，钻井液的抑制性并没有随添加量的增加而明显提高，但是均能够达到使用标准，所以草酸钠的添加量还是确定为2%。

二、增粘剂优选

在钻进液中，常用的几种增粘剂为两性离子聚合物FA367、聚丙烯酸钾KPAM、钻井液用降失水剂PAC142。为了选出适用于本发明的增粘剂及合适的添加量，分别将以质量体积百分数计的0.2%KPAM、0.2%FA367、0.3%FA367、0.3%PAC142、0.5%PAC142加入2%基浆中，并对其进行性能测试，测试结果如表3所示。

表3不同增粘剂种类及添加量的钻井液的性能参数

配方	AV	PV	G10″	G10′	API(ml)
						2%基浆+0.2%KPAM	12	11	0	0.5	15.0
2%基浆+0.2%FA367	15	10	1.5	2	14.0
						2%基浆+0.3%KPAM	20	15	0.5	3	10.2
2%基浆+0.3%FA367	25	17	2	8	9.2
						2%基浆+0.3%PAC142	16	12	0	0.5	10.6
2%基浆+0.5%PAC142	20	15	0.5	2	7.2

表3中AV为表观粘度、PV为塑性粘度、YP为动切力，AV、PV、YP是用来描述钻井液流变性的重要参数，钻井液的流变性是指在外力作用下钻井液发生流动和变形的特性。

通过表3中的数据对比，PAC142的携沙能力较强，且降失水效果较好，相比较KPAM和FA367不易起泡，因此优选PAC142为本发明所述有机盐高密度钻井液的增粘剂，添加量为0.5%。

三、抗高温降滤失剂优选

根据实验需要对抗高温降滤失剂进行优选，将以质量体积百分数计的3%磺化褐煤SMC、3%褐煤树脂SPNH、3%抗高温抗盐降滤失剂OCL-JB、2%聚丙烯腈铵盐NH₄-HPAN分别加入3%基浆中，并在热滚前后进行性能测试，热滚条件是150℃、热滚16h。测试结果见表4。

表4添加抗高温降滤失剂的钻井液在热滚前后的实验数据

本着对粘度影响较小、有比较好的降滤失效果及一定的抗温性的优选原则，结合表4的实验数据，初选OCL-JB作为体系主降滤失剂，SPNH为辅助降滤失剂。

有机盐高密度钻井液的基本配方：3%基浆+2%草酸钠+0.5%PAC142+5%润滑抑制剂+3%OCL-JB＋2%FT-1+3%SPNH

实施例2

1.根据实施例1的上述实验数据，本实施例有机盐高密度钻井液的加重浆的配方如下：3%基浆+2%草酸钠+0.5%PAC142+5%润滑抑制剂+3%OCL-JB＋2%FT-1+3%SPNH+BaSO₄。本实施例有机盐高密度钻井液在150℃条件下热滚16h前后的性能参数如下表5：

表5本实施例有机盐高密度钻井液热滚前后的性能参数

表5中HTHP FL为高温高压滤失量，是使用高温高压滤失量测定仪，在测量压差为3.5MPa，测量时间为30min的滤失量乘以2的结果；钻井液加重是指在钻井液中加入一定量的钻井液加重材料以提高钻井液的密度，常用的加重材料有重晶石粉、铁矿粉、石灰石粉等。

通过表5的数据可以看出本实施例有机盐高密度钻井液在150℃条件下热滚16h后能够保持很好的流变和失水性能。

2.改变有机盐高密度钻井液体系中润滑抑制剂的添加量后，钻井液的润滑性能参数见表6。

本实施例有机盐高密度钻井液随着润滑抑制剂的增加润滑系数不断的下降，但是在增加到5%后润滑系数就跟油基钻井液的润滑性能相差无几，所以润滑抑制剂的添加量5%就完全能够达到油基钻井液的润滑水平。当然，在具体应用中，因施工需要完全可以不同程度的增加添加量以达到更好的润滑效果。

表6润滑抑制剂添加量不同的有机盐高密度钻井液润滑性能参数

钻井液配方	润滑系数	泥饼粘滞系数
			润滑抑制剂含量0%	0.4353	0.1246
润滑抑制剂含量3%	0.2685	0.1162
			润滑抑制剂含量5%	0.080	0.0913
润滑抑制剂含量7%	0.066	0.0913
			润滑抑制剂含量9%	0.044	0.0686
润滑抑制剂含量12%	0.033	0.0532
			油基钻井液	0.06	0.0349
含10%原油的乳化原油聚磺钻井液	0.3752	0.0952
			含15%原油的乳化原油聚磺钻井液	0.2072	0.0542

3.为了检验本发明所述有机盐高密度钻井液的抗污染性能，分别向本实施例所述的加重浆中添加以质量提价百分数计的5%钠基膨润土、10%钠基膨润土、5%NaCl、10%NaCl、0.5%CaCl₂，并进行性能测试，测试结果见表7。

通过表7中的数据能够得知本实施例所述的有机盐高密度钻井液能够抗10％钠基膨润土、10％NaCl或0.5％CaCl₂的污染；也就是说在井下条件十分恶劣的条件下，当有10%钠基膨润土侵入所述钻井液后，本发明所述有机盐高密度钻井液仍然能维持正常工作不受到影响。

根据上述实验数据，本发明的有机盐高密度钻井液具有良好的抗污染性能，能够满足油田现场施工的工程需要：其抗温性能达到150℃以上，能够抗10％钠基膨润土、10％NaCl或0.5％CaCl₂污染，润滑系数达0.08以下；有机盐钻井液具有很强的抑制性，良好的环保性能，能够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。

表7本实施例有机盐高密度钻井液抗污染实验结果

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穷举。对于所属领域技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的改进、替换。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。而由此所得出的显而易见的改进、替换仍属于本发明的保护范围。

Claims

1.一种有机盐高密度钻井液，其特征在于，其由2-4％基浆和以每100毫升的2-4％基浆中加入量计算的：0.5克钻井液用降失水剂PAC142、3克抗高温抗盐降滤失剂OCL-JB、3克褐煤树脂SPNH、5克润滑剂、2克防塌剂、2克草酸钠，所述2-4％基浆为每100毫升水中加入2-4克钠膨润土，在室温条件下经24小时形成的基浆；所述润滑剂为甲基葡萄糖甙、聚合醇中的一种或两种。

2.根据权利要求1所述的有机盐高密度钻井液，其特征在于，所述防塌剂为磺化沥青。