CN103045200A

CN103045200A - 一种控制减磨剂加量的钻井液制备工艺

Info

Publication number: CN103045200A
Application number: CN 201110326186
Authority: CN
Inventors: 张彪
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 2011-10-13
Filing date: 2011-10-13
Publication date: 2013-04-17

Abstract

本发明公开了一种控制减磨剂加量的钻井液制备工艺，包括：(a)配置质钠膨润土备用；(b)加入增粘剂PAC-HV并完全溶解；(c)加入降滤失剂SMP-2；(d)加入KCl、NaCl；(e)加入变形封堵剂FT-1和刚性封堵剂CaCO₃；(f)加入2％～4％的降粘剂PSC-1；(g)加入TRH-2并让其充分作用；(h)将体系加热作用后，加入加重剂重晶石和有机钼减磨剂，且有机钼减磨剂的加量为0.4％～0.6％，即得产物。本发明通过合理选择制备过程中的减磨剂，以及控制减磨剂的加量，从而既不影响钻井液体系流变性，又有助于改善体系的润滑性和减磨能力，对失水造壁性无不良影响。

Description

一种控制减磨剂加量的钻井液制备工艺

技术领域

本发明涉及一种制备工艺，具体是指一种控制减磨剂加量的钻井液制备工艺。

背景技术

随着世界石油工业的不断发展，油气钻探开发区域不断拓宽，钻探开发正逐渐由浅层向深层发展，地质构造日趋复杂，钻探深度不断增大，对于所需要的钻井液提出了更高的要求，以满足石油工业的日益发展。

目前，在中国油气勘探开发中，深井将是今后勘探开发的重点。在新疆巴什托地区进行的钻探作业，由于储层埋藏相对较深、地层压力变化大、岩性复杂多变，钻探较为困难，时效低，成本高。具体表现为：深井井下温度和压力高，地层复杂，有时钻遇超高压盐水层、复杂的盐膏层和膏泥岩，常规钻井液体系难以解决钻井液高固相含量、滤液高矿化度、性能不稳定、滤失量过高等技术难题，在钻井施工过程中经常发生盐膏层蠕变，井壁不稳定、易喷易漏、起下钻遇阻和易卡钻等井下复杂事故，同时由于地层盐溶解造成井径扩大，严重影响井身质量，给油气钻探带来极大的困难，严重阻碍着油气勘探进程；使用高密度钻井液钻进时，钻井液流动性差、泥饼厚、滤失量大、固相清除困难、钻井液性能难以维护；随着井深的增加，地温越来越高，钻井液在井底高温条件下，处理剂降解加快，失水大幅度增加，造成钻井液粘度增加或固化，井壁不稳定等。同时由于深部地层地质复杂，深井钻井不可避免地将遇到多套压力层系地层并存的问题，如何安全钻进多套压力层系地层，进行深部地层钻进过程的防漏堵漏，提高地层承压能力，是安全钻进深井超深井的关键，这对钻井液工艺技术提出了较高的要求。

深井钻井不仅给现有钻井液体系提出了挑战，同时给保护油气层的钻井液技术也提出了很多新问题，因此要成功地进行勘探开发，必须有优质的钻井液技术作保障，要求钻井液必须具有：高温稳定性、良好的润滑性和剪切稀释特性，固相含量低流变性好、高压失水量低、抗各种可溶性盐类和酸性气体的污染，有利于配制、处理、维护和减轻地层污染。

我国抗高温深井钻井液技术的发展大致可分为钙处理钻井液、磺化钻井液和聚磺钻井液三个阶段。

(1)钙处理钻井液

钙处理钻井液是我国在六十年代到七十年代初使用的基本深井钻井液类型，主要利用无机钙盐(Ca(OH)2)或钠盐(NaCl)来提高井眼稳定性，另外再加上铁铬木质素磺酸盐(FCLS)或煤碱剂(NaC)，羧甲基纤维素(CMC)及一些表面活性剂等来维持钻井液的流变性能。如松基井(钙基)、东风2井(钙基)、新港57井(盐水基)、王深2井(饱和盐水基)等均是用这一类钻井液钻成功的。

(2)三磺钻井液

三磺钻井液是70年代以后我国大多数深井所使用的钻井液类型，所谓“三磺”即是磺化酚醛树脂(SMP)、磺化褐煤(SMC)和磺化拷胶(SMK)。这三种处理剂有效地降低了钻井液的高温高压滤失量，进而提高了“井眼稳定性”，四川石油管理局用这三种处理剂再配合FCLS、CMC、Ca(OH)2以及重铬酸钾(K2Cr2O7)、表面活性剂等钻成了我国最深的关基井(7175m)，女基井(6011m)。三磺钻井液的研制成功，是我国在深井钻井液技术上的一大进步，其主要标志是：这三种处理剂能有效地降低高温高压滤失量，特别是加入磺化酚醛树脂后，随着井深及压差的增加，其滤失量增加很少，有时还降低(而这一特性是原钙处理钻井液体系达不到的)，这样就大大低改善了泥饼质量，减少了井下的坍塌卡钻等复杂情况，提高了深井钻探的成功率。例如在自深1井(四川)钻进时，在4700～5335m，向含10％的膨润土浆加入：SMP4％，SMC6％、SP-80活性剂0.3％、AS(烷基磺酸钠)0.15％、Na₂Cr₂O72％、柴油5％后，在井底192℃温度下，其滤失量从未加SMP的23.7ml下降至9.6ml，摩擦系数(Kf/45min)0.07。经过五次断钻具、三次打水泥塞，一次顿钻事故，均未发生卡钻。为我国深井钻井液技术开创了新的局面。

(3)聚磺钻井液阶段

所谓“聚磺钻井液”是指在实践过程中将“聚合物钻井液”与“三磺钻井液”结合在一起而形成的一类体系，目前仍广泛应用“聚合物钻井液”，开始叫“不分散低固相聚合物钻井液”，是在70年代后期、80年代初期，为了推广“喷射钻井技术”和“优选参数钻井技术”利用丙烯酞胺类有机聚合物作为钻井液的抑制剂而逐渐发展形成的一种钻井液体系。这类钻井液由于使用了长链的有机聚合物代替了原钙处理钻井液中使用的无机盐抑制剂，因而有效地抑制了地层的造浆，大大地提高了井眼稳定性，在提高钻井速度方面见到了显著的效果。这一类有机聚合物的产品许多研制成功了。从最初的非水解、部分水解聚丙烯酞胺开始，发展到大、中、小分子量的复配，不同官能团(钙、钠、铵盐)的衍生物或接枝共聚物以及扩大到乙烯基磺酸盐、乙烯基吡咯烷酮和带阳离子官能团的聚合物等。

任何处理剂加入钻井液中，都会溶解(或溶胀、分散)，会有大量水吸附(转移)到处理剂上，形成水化膜，使钻井液体系中游离水量减少。同时，有的处理剂还会与坂土、钻屑相互作用(吸附作用)形成空间网状结构，加之粘土颗粒本身之间形成的网状结构等有一部分水被“固定”在网格中而不易“逃脱”，无疑也减少了体系中游离水含量。另外，如果钻井液体系中处理剂多而杂，不但水受污染严重，游离水的活性、结构、物理化学性质发生严重变化，而且体系中自由活动的水也减少。所有这些情况，均会削弱高密度水基钻井液体系的流变性。

另外，如果钻井液体系中固相含量很高，处理剂本身抗温能力和抗盐、抗钙能力差，处理剂会因此而丧失作用效能，其结果无法控制高密度水基钻井液流变性。这就要求钻井液体系中处理剂种类尽可能少，且每种处理剂应具有一种专门的功能，并应在使环境发生变化的情况下仍能有效。在抗高温高密度钻井液体系的制备过程中，决定使用可能少的处理剂，并使每种处理剂能单独控制下列钻井液性能中的一种性能：抗污染性、流变性、滤失性及封堵性。

高密度水基钻井液体系由于加重剂重晶石、铁矿粉这样的硬质固相存在，一方面增大钻井液各组分之间的摩阻和钻具与钻井液之间的摩阻，同时钻井液泥饼明显增厚，将大大增加钻具扭矩和摩阻，尤其铁矿粉因磁效应而大量堆积在钻具周围，对钻具产生强烈磨损，所有这些将削弱钻井液本身的润滑性和泥饼的润滑性，导致泥饼粘附卡钻和压差卡钻，严重时致使钻具重度磨损而断钻具，发生井下复杂事故，不利于安全、快速钻井。可见，高密度水基钻井液体系对润滑性和抗磨能力提出了更高要求。为了降低摩阻，提高润滑性，除添加润滑剂外，可以混入减磨剂。

发明内容

本发明的目的为了克服现有技术的不足与缺陷，提供一种控制减磨剂加量的钻井液制备工艺，该制备工艺通过合理选择制备过程中的减磨剂，以及控制减磨剂的加量，从而既不影响钻井液体系流变性，又有助于改善体系的润滑性和减磨能力，对失水造壁性无不良影响。

本发明的目的通过下述技术方案实现：一种控制减磨剂加量的钻井液制备工艺，包括以下步骤：

(a)配置定量的基浆备用；

(b)高速搅拌下加入增粘剂PAC-HV，完全溶解为止；

(c)将PAC-HV浆取下，倒入反应容器中，然后按量一次性加入降滤失剂SMP-2，低速搅拌让其充分吸附至平衡，达到护胶目的；

(d)按量一次性加入KCl、NaCl、先增稠，然后减稠至稳定，低速搅拌让其充分溶解和作用；

(e))按量一次性加入变形封堵剂FT-1和刚性封堵剂CaCO₃，低速搅拌让其充分分散；

(f)按量一次性加入降粘剂PSC-1，低速搅拌40-60min，让其充分溶解和吸附；

(g)按量一次性加入TRH-2，低速搅拌30min，让其充分作用；

(h)将体系加热，待以上处理剂加完并作用彻底后，加入加重剂重晶石和减磨剂，即得产物。

所述步骤(a)中，基浆为钠膨润土。

所述步骤(b)中，高速搅拌的时间为10min。

所述步骤(c)中，低速搅拌的时间为40-60min。

所述步骤(c)中，反应容器为搪瓷杯。

所述步骤(h)中，将体系加热至40℃。

其特征在于，所述步骤(h)中，减磨剂为有机钼减磨剂。

所述步骤(h)中，减磨剂的加量为0.4％～0.6％。

所述步骤(h)中，减磨剂的加量为0.5％。

综上所述，本发明的有益效果是：通过合理选择制备过程中的减磨剂，以及控制减磨剂的加量，从而既不影响钻井液体系流变性，又有助于改善体系的润滑性和减磨能力，对失水造壁性无不良影响。

具体实施方式

下面结合实施例，对本发明作进一步地的详细说明，但本发明的实施方式不限于此。

实施例：

本实施例涉及一种控制减磨剂加量的钻井液制备工艺，包括以下步骤：

(a)配置定量的基浆备用；

(b)高速搅拌下加入增粘剂PAC-HV，完全溶解为止；

(g)按量一次性加入TRH-2，低速搅拌30min，让其充分作用；

所述步骤(a)中，基浆为钠膨润土。

所述步骤(b)中，高速搅拌的时间为10min。

所述步骤(c)中，低速搅拌的时间为40-60min。

所述步骤(c)中，反应容器为搪瓷杯。

所述步骤(h)中，将体系加热至40℃。

其特征在于，所述步骤(h)中，减磨剂为有机钼减磨剂。

所述步骤(h)中，减磨剂的加量为0.4％～0.6％。

所述步骤(h)中，减磨剂的加量为0.5％。

为了得到最佳的加重材料，本发明做了减磨剂对产品性能的影响实验，实验结果如下表所示：

由上表可知：减磨剂的加量应控制在0.4％～0.6％，且最佳为0.5％。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例，并非对本发明做任何形式上的限制，凡是依据本发明的技术实质上对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化，均落入本发明的保护范围之内。

Claims

1.一种控制减磨剂加量的钻井液制备工艺，其特征在于，包括以下步骤：

(a)配置定量的基浆备用；

(b)高速搅拌下加入增粘剂PAC-HV，完全溶解为止；

(g)按量一次性加入TRH-2，低速搅拌30min，让其充分作用；

2.根据权利要求1所述的一种控制减磨剂加量的钻井液制备工艺，其特征在于，所述步骤(a)中，基浆为钠膨润土。

3.根据权利要求1所述的一种控制减磨剂加量的钻井液制备工艺，其特征在于，所述步骤(b)中，高速搅拌的时间为10min。

4.根据权利要求1所述的一种控制减磨剂加量的钻井液制备工艺，其特征在于，所述步骤(c)中，低速搅拌的时间为40-60min。

5.根据权利要求1所述的一种控制减磨剂加量的钻井液制备工艺，其特征在于，所述步骤(c)中，反应容器为搪瓷杯。

6.根据权利要求1所述的一种控制减磨剂加量的钻井液制备工艺，其特征在于，所述步骤(h)中，将体系加热至40℃。

7.根据权利要求1～6中任一项所述的一种控制减磨剂加量的钻井液制备工艺，其特征在于，所述步骤(h)中，减磨剂为有机钼减磨剂。

8.根据权利要求7所述的一种控制减磨剂加量的钻井液制备工艺，其特征在于，所述步骤(h)中，减磨剂的加量为0.4％～0.6％。

9.根据权利要求8所述的一种控制减磨剂加量的钻井液制备工艺，其特征在于，所述步骤(h)中，减磨剂的加量为0.5％。