CN104327810A

CN104327810A - 一种无固相低摩阻钻井液

Info

Publication number: CN104327810A
Application number: CN201410419668.XA
Authority: CN
Inventors: 马文英; 钟灵
Original assignee: China Petrochemical Corp; Drilling Engineering Technology Research Institute of Sinopec Zhongyuan Petroleum Engineering Co Ltd
Current assignee: China Petrochemical Corp; Drilling Engineering Technology Research Institute of Sinopec Zhongyuan Petroleum Engineering Co Ltd
Priority date: 2014-08-22
Filing date: 2014-08-22
Publication date: 2015-02-04
Anticipated expiration: 2034-08-22
Also published as: CN104327810B

Abstract

本发明公开了一种无固相低摩阻钻井液，属于油田钻井液技术领域，以水为基液，由黄原胶0.2%~0.5%、降滤失剂A0.2%~0.5%、羧甲基淀粉1%~3%、低黏聚阴离子纤维素0.2%~0.5%、超细碳酸钙1%~2%、润滑剂B2%~3%、有机盐C40%~200%，按质量百分比混合后用氢氧化钠调节pH值为8~10，混合物经高温老化而得，抗温能力可达135℃，可控密度范围为1.20~1.50g/cm³，高温下钻井液具有良好的流变性和滤失性，具有较低的泥饼黏滞系数和循环压耗，较高的抑制性能。可有效解决现有无固相钻井液密度低、抗温较低，难以满足较高地层压力条件下钻井需要的问题。

Description

一种无固相低摩阻钻井液

技术领域

本发明涉及一种无固相低摩阻钻井液，属于油田钻井液技术领域。

背景技术

随着油气勘探开发的不断深入，在水平井、小井眼井和深井等一些特殊井的钻井中，对钻井液性能的要求越来越高，如在稳定井壁能力、钻井液携岩性能、润滑性等方面，对钻井液的抗污染、抗温能力、摩阻等也提出了更高的要求。由于含膨润土钻井液易增稠，以重晶石、赤铁矿等做加重材料的钻井液在钻井时，常造成高摩阻和压力损失大，传递到井下马达的水力较低，而且环空中会产生高的循环当量密度，易造成钻井作业时泵压较高、排量小、环空返速低，带砂困难、井眼清洁不良，时常发生憋泵、憋转盘、阻卡等现象，严重时还有可能导致井漏的发生，因此钻井液面临着提高密度的同时还需降低摩阻的难题，无固相低摩阻钻井液可满足此要求。

现在，常用的无固相钻井液多以氯化钠加重，密度仅达到1.20g/cm³，无法满足较高地层压力条件下的钻井需要，且无机盐的腐蚀性较强。专利201010172378.1公开了一种无固相钻井液，所述无固相钻井液组成：以每100毫升水中加入量计算，黄原胶0.1-0.5克、羧甲基纤维素0.3-0.7克、润滑抑制剂3-10克、磺化沥青1-5克、超细碳酸钙1-5克、无渗透钻井液处理剂BST-Ⅱ1-3克，该发明抗温130℃，不加重时密度为1.04g/cm³，加重后密度可达1.4g/cm³，加重剂为重晶石。专利201210215236.8公开了一种无固相钻井液，其特征在于，聚合物溶胀微粒优选加量为0.2-2wt％，所述盐为KCl或NaCl，优选加量为0.1-5wt％，碱的优选加量为0.1-0.2wt％，该发明抗温120℃，适用于低压、低渗裂缝发育的气藏，但没有确切的钻井液密度数据。这些无固相钻井液存在密度低、抗温较低的问题，因此，现有的无固相钻井液不能很好地满足较高地层压力条件下水平井、小井眼井和深井等一些特殊井的钻井作业过程中对降低摩阻等方面的要求。

发明内容

本发明内容的目的在于解决现有无固相钻井液密度低、抗温较低，难以满足较高地层压力条件下钻井需要的问题，而提供一种无固相低摩阻钻井液。

本发明通过以下技术方案实现：

本发明以水为基液，由黄原胶0.2％～0.5％、降滤失剂A 0.2％～0.5％、羧甲基淀粉1％～3％、低黏聚阴离子纤维素0.2％～0.5％、超细碳酸钙1％～2％、润滑剂B 2％～3％、有机盐C 40％～200％，按质量百分比混合后用氢氧化钠调节pH值为8～10，混合物经高温老化而得无固相低摩阻钻井液。

所述的降滤失剂A为2-甲基-2-丙烯酰氧丙基磺酸、丙烯酰胺、丙烯酸和2-羟基-3-甲基丙烯酰氧丙基三甲基氯化铵按(10～20)：(10～15)：(2～8)：1的质量比配制成水溶液，用氢氧化钠调节水溶液的pH值为9.0～11.0，然后加入过硫酸铵和亚硫酸氢钠进行聚合反应，聚合反应的起始温度为20～50℃，聚合时间为5～30分钟，将产物造粒、烘干和粉碎而得，降滤失剂A的结构通式为：

其中，x＝14～22，y＝2～12，z＝4～10，r＝0.42。

所述的润滑剂B为聚合醇B1、聚醚多元醇B2中的一种或两种的混合物。

所述的有机盐C为甲酸钠C1、甲酸钾C2中的一种或两种的混合物。

本发明的有益效果：

本发明无固相低摩阻钻井液抗温能力可达135℃，可控密度范围为1.20～1.50g/cm³，高温下钻井液具有良好的流变性和滤失性，与专利201010172378.1实施例7中相同密度的3#钻井液相比，具有较高的抑制能力，较低的泥饼黏滞系数和循环压耗。

附图说明

图1为实施例3和对比例1的循环压耗对比图。

具体实施方式

下面通过实施例对本发明做进一步的描述：

一、制备例

(1)降滤失剂A

制备例A1：

将2-甲基-2-丙烯酰氧丙基磺酸26.0克、丙烯酰胺39.0克、丙烯酸20.0克和2-羟基-3-甲基丙烯酰氧丙基三甲基氯化铵2.6克在室温下配制成水溶液，用氢氧化钠调整水溶液的pH值到9.0，然后加入过硫酸铵0.05克和亚硫酸氢钠0.05克引发聚合，聚合反应的起始温度为20℃，聚合时间为5分钟，将产物造粒、烘干、粉碎即得降滤失剂A1，其结构式为：

制备例A2：

将2-甲基-2-丙烯酰氧丙基磺酸56.0克、丙烯酰胺28.0克、丙烯酸10.0克和2-羟基-3-甲基丙烯酰氧丙基三甲基氯化铵2.8克在室温下配制成水溶液，用氢氧化钠调整水溶液的pH值到11.0，然后加入过硫酸钾0.2克和硫代硫酸钠0.2克引发聚合，聚合反应的起始温度为50℃，聚合时间为20分钟，将产物造粒、烘干、粉碎即得降滤失剂A2，其结构式为：

二、实施例

实施例1：

取270mL清水，高速搅拌条件下加入135克C1、135克C2，搅拌20分钟，充分溶解后在高速搅拌条件下依次加入0.54克黄原胶、0.81克A1、5.4克羧甲基淀粉、0.81克低黏聚阴离子纤维素、2.7克超细碳酸钙、5.4克B1，搅拌20分钟，用氢氧化钠调节pH值为8，装入老化罐内经135℃/16小时，得到密度为1.35g/cm³的无固相低摩阻钻井液。

实施例2～4步骤与实施例1相同，处理剂种类及用量如表1所示。

表1实施例2～4处理剂用量

注：NaOH为氢氧化钠、XC为黄原胶、CMS为羧甲基淀粉、LV-PAC为低黏聚阴离子纤维素。

将各实施例的钻井液在135℃高温老化16小时后，测定钻井液性能如表2所示：

表2实施例1～4的钻井液性能

注：ρ为钻井液密度，PV为塑性黏度、YP为动切力，Gel为钻井液10秒及10分钟的静切力，FL为中压滤失量，Kf为泥饼黏滞系数。

由表2可知，上述实施例的塑性黏度在25.0～41.0mPa.s之间，动切力在12.5～24.0Pa之间，中压滤失量低于3.6mL，说明本发明无固相低摩阻钻井液具有良好的流变性和滤失性；密度在1.20～1.50g/cm³之间时，泥饼黏滞系数低于0.0524，可满足较高地层压力条件下降低摩阻的要求。

二、对比例

对比例1：采用专利201010172378.1实施例7中的3#钻井液，其组成：以每100毫升水中加入量计算，润滑抑制剂3克、黄原胶0.3克、超细碳酸钙1克、磺化沥青2克、无渗透钻井液处理剂BST-Ⅱ2克，羧甲基纤维素0.4克，重晶石167克，搅拌20分钟，装入老化罐内经135℃/16小时老化得密度1.40g/cm³的钻井液。测定钻井液性能，见表3。

表3对比例1的钻井液性能

三、实施例3和对比例1性能对比评价

(1)重晶石体积分数和泥饼黏滞系数

由表3实验数据可知，实施例3中不含重晶石、铁矿粉等加重材料，泥饼黏滞系数为0.0437；对比例1的钻井液以重晶石做为加重材料，重晶石体积分数为9.1％，泥饼黏滞系数为0.1051，由此可知，本发明的泥饼黏滞系数较对比例1降低了58.4％。

(2)循环压耗

采用动态钻井液循环压耗模拟系统，在钻井液密度相同、黏度等实验条件近似情况下，进行实施例3和对比例1循环压耗实验对比，实验结果见附图1，可见，环空返速为0.49～0.82m/s，本发明的循环压耗较对比例1降低12％～22％。

由实施例3和对比例1的泥饼黏滞系数和循环压耗实验结果可知，本发明具有良好的润滑性和较低的循环压耗。

(3)抑制性能

取中原油田东濮凹陷黄河南马厂构造的马12井岩样粉碎，将6～8目岩样分别与实施例3和对比例1混合，在135℃高温老化16小时后，过40目筛，在105℃条件下烘干、室温称重。实验结果见表4所示。

表4页岩回收率

由表4可知，本发明的岩屑一次回收率从清水的9.8％上升至97.9％，相对回收率为94.8％，表现出良好的抑制效果，比对比例1的抑制效果明显提高。

综上所述，本发明中有机盐加量为40％～200％，无固相钻井液密度为1.20～1.50g/cm³。与专利201010172378.1实施例7中相同密度的3#钻井液相比，本发明无固相低摩阻钻井液的岩屑相对回收率由60.4％上升至94.8％，泥饼黏滞系数降低了58.4％，循环压耗降低了12％～22％。

Claims

1.一种无固相低摩阻钻井液，其特征是：以水为基液，由黄原胶0.2％～0.5％、降滤失剂A0.2％～0.5％、羧甲基淀粉1％～3％、低黏聚阴离子纤维素0.2％～0.5％、超细碳酸钙1％～2％、润滑剂B2％～3％、有机盐C40％～200％，按质量百分比混合后用氢氧化钠调节pH值为8～10，混合物经高温老化而得无固相低摩阻钻井液。

2.根据权利要求书1所述的一种无固相低摩阻钻井液，其特征是：所述的降滤失剂A的结构通式为：

其中，x＝14～22，y＝2～12，z＝4～10，r＝0.42。

3.根据权利要求书1所述的一种无固相低摩阻钻井液，其特征是：所述的润滑剂B为聚合醇B1、聚醚多元醇B2中的一种或两种的混合物。

4.根据权利要求书1所述的一种无固相低摩阻钻井液，其特征是：所述的有机盐C为甲酸钠C1、甲酸钾C2中的一种或两种的混合物。

5.根据权利要求书1或2所述的一种无固相低摩阻钻井液，其特征是：所述的降滤失剂A为2-甲基-2-丙烯酰氧丙基磺酸、丙烯酰胺、丙烯酸和2-羟基-3-甲基丙烯酰氧丙基三甲基氯化铵按(10～20)：(10～15)：(2～8)：1的质量比配制成水溶液，调节水溶液的pH值为9.0～11.0，然后加入过硫酸铵和亚硫酸氢钠进行聚合反应，聚合反应的起始温度为20～50℃，聚合时间为5～30分钟，将产物造粒、烘干和粉碎而得。