CN103146364A

CN103146364A - 一种强抑制水基钻井液

Info

Publication number: CN103146364A
Application number: CN2013100641557A
Authority: CN
Inventors: 刘书杰; 邱正松; 赵欣; 邢希金; 黄维安; 李玉光; 江琳; 钟汉毅
Original assignee: China University of Petroleum East China; China National Offshore Oil Corp CNOOC; CNOOC Research Institute Co Ltd
Current assignee: China National Offshore Oil Corp CNOOC; CNOOC Research Institute Co Ltd
Priority date: 2013-02-28
Filing date: 2013-02-28
Publication date: 2013-06-12
Anticipated expiration: 2033-02-28
Also published as: CN103146364B

Abstract

本发明公开了一种强抑制水基钻井液。它包括下述质量份的组分：水100份，聚胺抑制剂0.2～4份，包被抑制剂0.1～1份，水合物抑制剂10～25份，增粘剂0.1～1份，降滤失剂0.5～5份，和液体润滑剂0.5～3份。所述聚胺抑制剂为由聚醚二胺与环氧烷烃聚合得到的胺基聚合物；所述聚醚二胺与所述环氧烷烃的摩尔比为1～10∶1～20。本发明的钻井液可有效抑制深水浅部地层井壁失稳，其抑制性与油基钻井液相当。本发明的钻井液可解决深水钻井中水合物的生成问题，可适用于3000m水深的钻井作业中。本发明的钻井液具有良好的“低温-高温”稳定性，可适用于深水大温差环境中（2℃～150℃）。

Description

一种强抑制水基钻井液

技术领域

本发明涉及一种石油钻井用钻井液，具体涉及一种强抑制水基钻井液。

背景技术

海洋深水油气资源丰富，潜力巨大。与陆地或浅海钻井相比，海洋深水钻井面临着许多特殊的技术问题，要求深水钻井液必须具备以下特点：（1）有效抑制深水浅部疏松地层水化分散。由于沉积模式不同，深水浅部地层缺乏上部压实作用，胶结性差，易水化分散引起井壁失稳。（2）良好的低温流变性。随着水深的增加，海水温度越来越低，墨西哥湾和西非深水区水深超过1219m时温度即降低至4℃。低温造成钻井液粘度、切力大幅度上升，油基钻井液甚至出现显著的胶凝现象，造成过高的ECD，引起井漏等问题。（3）有效抑制天然气水合物的生成。深水海底较高的静水压力和较低的环境温度极易导致钻井液中形成水合物，堵塞导管和防喷器等，造成严重的安全事故。（4）良好的“低温-高温”稳定性。深水钻井中，钻井液循环过程中需经历海底低温（可低至2～4℃）到井底高温（可达120℃以上），这要求深水钻井液体系在大温差范围内保持良好的流变性。（5）环保性能。由于海洋环保法规的严格要求，深水钻井液必须具备低毒性无污染的特点。

油基/合成基钻井液具有优异的抑制性和高温稳定性等优点，是复杂地层钻进的首选，但其成本高且存在环保问题。水基钻井液具有成本低以及环保等优点，但在深水钻井中，常规水基钻井液难以解决深水浅部疏松地层的井壁失稳问题，且存在水合物抑制能力差，“低温-高温”稳定性不足等缺点，难以满足深水油气钻探的工程技术需求。

发明内容

本发明的目的是提供一种强抑制水基钻井液，本发明提供的钻井液具有与油基钻井液相当的页岩抑制性，且“低温-高温”稳定性好，抑制水合物生成能力强。

本发明所提供的一种强抑制水基钻井液，它包括下述质量份的组分：

水 100份，聚胺抑制剂 0.2～4份，包被抑制剂 0.1～1份，水合物抑制剂 10～25份，增粘剂 0.1～1份，降滤失剂 0.5～5份，和液体润滑剂 0.5～3份。

本发明提供的强抑制水基钻井液具体可由下述质量份的组分组成：

水100份，聚胺抑制剂3份，包被抑制剂0.1份，水合物抑制剂25份，增粘剂0.1份，降滤失剂4份，和液体润滑剂1份。

上述的强抑制水基钻井液，所述聚胺抑制剂为由聚醚二胺与环氧烷烃聚合得到的胺基聚合物；

所述聚醚胺与所述环氧烷烃的摩尔比可为1～10：1～20；

上述的强抑制水基钻井液，所述聚醚二胺可为聚氧乙烯二胺、聚氧丙烯二胺或聚氧乙烯丙烯二胺，分子量小于1000；

所述环氧烷烃选自环氧乙烷、环氧丙烷和环氧丁烷中至少一种。

上述的强抑制水基钻井液，所述包被抑制剂可为部分水解聚丙烯酰胺、阳离子聚丙烯酰胺、聚丙烯酰胺和非离子型聚丙烯酰胺中至少一种；由于深水泥页岩活性大，极易水化分散，添加所述包被抑制剂可与所述聚胺抑制剂协同抑制活性泥页岩水化分散。

所述部分水解聚丙烯酰胺的水解度为20%～40%。

上述的强抑制水基钻井液，所述水合物抑制剂可为氯化钠、乙二醇、三元聚合物抑制剂和聚N-乙烯基吡咯烷酮中至少一种，在单独使用氯化钠时，其在钻井液中的质量浓度大于25%时的效果最好；所述三元聚合物可延长水合物生成的诱导时间，与氯化钠和乙二醇配合使用时，抑制效果最好，且可降低NaCl和乙二醇的用量，降低成本；

所述三元聚合物抑制剂为由乙烯基己内酰胺、乙烯基吡咯烷酮、烯基磺酸与N-取代的丙烯酰胺反应生成的共聚物；

所述烯基磺酸可为乙烯基磺酸、2-丙烯酰胺基十二烷基磺酸或2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸；

所述N-取代的丙烯酰胺为异丙基甲基丙烯酰胺，分子量为1000～1000000；

所述乙烯基己内酰胺、所述乙烯基吡咯烷酮、所述烯基磺酸与所述N-取代的丙烯酰胺的摩尔比可为1～20：1～20：1～15：1～10。

上述的强抑制水基钻井液，所述增粘剂可为黄原胶、聚阴离子纤维素和羧甲基纤维素中至少一种，所述增粘剂可在高盐钻井液中有效提高钻井液的粘度，且在低温下性能稳定，不会造成钻井液低温增粘的问题；

所述黄原胶的分子量为100000～50000000；

所述聚阴离子纤维素的取代度为0.85～1.4；

所述羧甲基纤维素的分子量为30000～100000。

上述的强抑制水基钻井液，所述降滤失剂可为磺化酚醛树脂、羧甲基淀粉、聚丙烯酸钠和聚阴离子纤维素中至少一种，所述降滤失剂在常温和低温下均具有良好的降滤失性能，抗盐能力强，且不会造成钻井液低温增粘的问题，其中，所述磺化酚醛树脂与聚丙烯酸钠同时使用时具有较好的抗温性能。

所述聚阴离子纤维素的取代度为0.85～1.4；

所述聚丙烯酸钠的分子量为5000～100000。

上述的强抑制水基钻井液，所述液体润滑剂可为极压润滑剂和/或水基润滑剂。

上述的强抑制水基钻井液，所述钻井液可由下述质量份的组分组成：

水 100份，粘土 0～6份，聚胺抑制剂 0.2～4份，包被抑制剂 0.1～1份，水合物抑制剂 10～25份，增粘剂 0.1～1份，降滤失剂 0.5～5份，封堵剂 0～4份，液体润滑剂 0.5～3份，和加重剂 0～70份，但所述粘土、所述封堵剂和所述加重剂的添加量不同时为零；

所述钻井液具体可由下述质量份的组分组成：

水 100份，粘土 3份，聚胺抑制剂 3份，包被抑制剂 0.1份，水合物抑制剂 20份，增粘剂 0.15份，降滤失剂 5份，封堵剂 1.5份和液体润滑剂 1份或者，

水 100份，粘土 3份，聚胺抑制剂 3份，包被抑制剂 0.1份，水合物抑制剂 20份，增粘剂 0.15份，降滤失剂 5份，封堵剂 1.5份、液体润滑剂 1份和加重剂 30份。

上述的强抑制水基钻井液，所述粘土可为膨润土、海泡石、凹凸棒石和皂石中至少一种。

上述的强抑制水基钻井液，所述封堵剂可为天然沥青、磺化沥青、氧化沥青和超细碳酸钙中至少一种；

所述超细碳酸钙是指原生粒子粒径在0.02～0.1μm之间的碳酸钙，其可进入深水易漏失地层，形成封堵层的骨架结构；而在深水井下高温地层中，软化的沥青封堵剂在压差作用下被挤入地层裂隙，形成封堵带，有效阻止钻井液滤液进入地层。

上述的强抑制水基钻井液，所述加重剂可为重晶石、氯化钙和甲酸盐中至少一种，可根据钻井液的密度要求来决定所述加重剂的添加量。

本发明所提供的强抑制深水水基钻井液采用常规的配制方法配制即可。

本发明与现有技术相比具有如下有益效果：

1、本发明的钻井液可有效抑制深水浅部地层井壁失稳，其抑制性与油基钻井液相当。

2、本发明的钻井液可解决深水钻井中水合物的生成问题，可适用于3000m水深的钻井作业中。

3、本发明的钻井液具有良好的“低温-高温”稳定性，可适用于深水大温差环境中（2℃～150℃）。

附图说明

图1为实施例2制备的钻井液在水合物抑制性评价实验中体系温度、压力随时间的变化曲线。

具体实施方式

下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。

下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。

实施例1、制备淡水基深水强抑制钻井液

配制淡水基深水钻井液体系，包括以下重量百分比的组分：

膨润土：4%；聚胺强抑制剂：3%；聚丙烯酰胺（PAM，任丘市德利石油助剂有限公司生产）：0.1%；NaCl：25%；聚阴离子纤维素（PAC-HV，任丘市燕兴化工有限公司生产）：0.1%；磺化酚醛树脂（SD-101，东营市石大创新科技有限责任公司生产）：3%；聚丙烯酸钠（新乡市京辉合成材料有限公司生产）：1%；水基润滑剂（SD-506，东营市石大创新科技有限责任公司生产）：1%；淡水计为100%。

本实施例中所用到的聚胺强抑制剂是通过以下方法制备的：

在容积为1L的高温高压反应釜中加入330g二乙二醇二（3-氨基丙基）醚和0.33g氢氧化钾，将反应釜抽真空加热，同时启动搅拌，搅拌速率为300r/min。升温至90℃时通入26.4g环氧乙烷，继续升温，当温度升至115℃时通入105.6g环氧乙烷。反应开始后维持反应温度为120℃，待反应釜内压力下降并保持不变后，继续维持温度30min，然后冷却至常温，即可得目标产品。

实施例2、制备海水基深水强抑制钻井液

配制海水基深水钻井液体系，包括以下重量百分比的组分：

膨润土：3%；聚胺强抑制剂：3%；阳离子聚丙烯酰胺（CPAM，东营市诺尔化工有限责任公司生产）：0.1%；黄原胶（XC，任丘市燕兴化工有限公司生产）：0.15%；NaCl：20%；磺化酚醛树脂（SMP-1，河南新乡市益康钻采助剂有限公司生产）：4%；聚丙烯酸钠（新乡市京辉合成材料有限公司生产）：1%；极压润滑剂（SD-505，东营市石大创新科技有限责任公司生产）：1%；磺化沥青：1.5%；海水（渤海）计为100%。

本实施例中所用到的聚胺强抑制剂制备方法与实施例1中相同。

实施例3、制备海水基深水强抑制钻井液

配制加重海水基深水钻井液体系，包括以下重量百分比的组分：

膨润土：3%；聚胺强抑制剂：3%；阳离子型聚丙烯酰胺（CPAM，东营市诺尔化工有限责任公司生产）：0.1%；黄原胶（XC，任丘市燕兴化工有限公司生产）：0.15%；NaCl：20%；磺化酚醛树脂（SD-101，东营市石大创新科技有限责任公司生产）：4%聚丙烯酸钠（新乡市京辉合成材料有限公司生产）：1%；极压润滑剂（SD-505，东营市石大创新科技有限责任公司生产）：1%；磺化沥青：1.5%；重晶石：30%；海水（渤海）计为100%。

下面对实施例1-3制备的钻井液的效果进行测试。

1、抑制深水泥页岩水化分散性能评价

通过页岩滚动分散实验，评价钻井液抑制泥页岩水化分散能力，并与油基钻井液进行性能对比。

油基钻井液配方如下：5#白油+3%有机土+4%主乳化剂+4%辅乳化剂+0.5%润湿剂+10%CaCl₂溶液（20 wt%）+ 0.5%降滤失剂。

实验所用泥页岩岩样为南海某海上油田WZ层位井深2052～2053m处的地层岩屑，抑制深水地层水化分散性能评价的结果如表1所述。

由表1可知，上述实施例1、实施例2和实施例3的岩屑回收率均与油基钻井液接近，其中，实施例2的钻井液岩屑回收率高于油基钻井液，表明其具有优异的抑制泥页岩水化性能。

表1 不同钻井液抑制性测试结果

测试样品	清水	油基钻井液	实施例1	实施例2	实施例3
						回收率/%	27.02	93.28	89.82	93.37	91.55

2、水合物抑制性能评价

借助水合物抑制性评价设备，模拟了深水海底环境，对本发明的钻井液进行了水合物抑制效果评价。

该装置的主要技术指标：最高实验压力40MPa；实验温度-20～90℃；高压釜容积750mL；搅拌速度0～1000r/min；压力测量精度为0.1% F·S；温度测量精度为0.05℃。

实验方法如下：将待测钻井液置于水合物抑制性评价装置的高压釜中，将釜体密封并固定；抽真空后通入甲烷气，增压并降温至指定条件，模拟不同水深环境；通过计算机实时采集温度、压力、扭矩等参数。

由于天然气水合物生成为放热过程，同时需消耗气体，一旦钻井液中形成水合物，计算机可通过实时监测高压釜内温度、压力和扭矩的变化来确定水合物的生成情况，以此评价钻井液抑制水合物生成能力。

结果表明，在模拟1500m（2℃，15MPa）或3000m水深（2℃，30MPa）条件下，实施例1、实施例2和实施例3制备的钻井液在静置5天时间内，均未出现明显的温度上升和压力下降现象，表明钻井液中未生成水合物，以实施例2为例，实验过程中体系温度、压力随时间的变化情况见图1。实验结束后迅速打开高压釜，可观察到釜内无水合物。

结果表明，本发明的钻井液可满足3000m水深钻井的水合物抑制性能要求。

3、“低温-高温”稳定性

通过调研得到国外在水深2018m的深水井中成功使用的ULTRADRIL钻井液（MI-SWACO公司）的性能指标，将本发明的钻井液与之对比，见表2。

结果表明，在相同密度条件下，本发明的深水钻井液的流变性和滤失性已达到国外目前使用的深水钻井液性能指标。

表2不同钻井液体系性能对比

注：YP为钻井液动切力；

分别为六速旋转粘度计6转读数和3转读数；FL_API是钻井液中压失水量。

Claims

1.一种强抑制水基钻井液，其特征在于：它包括下述质量份的组分：

2.根据权利要求1所述的钻井液，其特征在于：所述聚胺抑制剂为由聚醚二胺与环氧烷烃聚合得到的胺基聚合物；

所述聚醚二胺与所述环氧烷烃的摩尔比为1～10：1～20。

3.根据权利要求2所述的钻井液，其特征在于：所述聚醚二胺为聚氧乙烯二胺、聚氧丙烯二胺或聚氧乙烯丙烯二胺中；

4.根据权利要求1-3中任一项所述的钻井液，其特征在于：所述包被抑制剂为部分水解聚丙烯酰胺、阳离子聚丙烯酰胺、聚丙烯酰胺和非离子型聚丙烯酰胺中至少一种。

5.根据权利要求1-4中任一项所述的钻井液，其特征在于：所述水合物抑制剂为氯化钠、乙二醇、三元聚合物抑制剂和聚N-乙烯基吡咯烷酮中至少一种；

所述烯基磺酸为乙烯基磺酸、2-丙烯酰胺基十二烷基磺酸或2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸；

所述N-取代的丙烯酰胺为异丙基甲基丙烯酰胺。

6.根据权利要求1-5中任一项所述的钻井液，其特征在于：所述增粘剂为黄原胶、聚阴离子纤维素和羧甲基纤维素中至少一种；和/或，

所述降滤失剂为磺化酚醛树脂、羧甲基淀粉、聚丙烯酸钠和聚阴离子纤维素中至少一种；和/或，

所述液体润滑剂为极压润滑剂和/或水基润滑剂。

7.根据权利要求1-6中任一项所述的钻井液，其特征在于：所述钻井液由下述质量份的组分组成：

水 100份，粘土 0～6份，聚胺抑制剂 0.2～4份，包被抑制剂 0.1～1份，水合物抑制剂 10～25份，增粘剂 0.1～1份，降滤失剂 0.5～5份，封堵剂 0～4份，液体润滑剂 0.5～3份，和加重剂 0～70份，但所述粘土、所述封堵剂和所述加重剂的添加量均不为零。

8.根据权利要求7所述的钻井液，其特征在于：所述粘土为膨润土、海泡石、凹凸棒石和皂石中至少一种。

9.根据权利要求7或8所述的钻井液，其特征在于：所述封堵剂为天然沥青、磺化沥青、氧化沥青和超细碳酸钙中至少一种。

10.根据权利要求7-9中任一项所述的钻井液，其特征在于：所述加重剂为重晶石、氯化钙和甲酸盐中至少一种。