CN104371677A - 一种极压减摩型钻井液及其生产方法 - Google Patents

一种极压减摩型钻井液及其生产方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及油汽田开采用极压减摩型钻井液，通过如下方法制得，将100重量份的水与4～6重量份的钠基膨润土混合，于1000～4000rpm的搅拌速度下搅拌30～60分钟后，再于6000～10000rpm的搅拌速度下搅拌30～40分钟，置于常温下养护至少24小时；然后使混合物在4000～6000rpm的搅拌速度下，加入0.2～0.8重量份的钻井液用包被剂和0.5～3重量份的钻井液用降滤失剂，再加入1～5重量份的钻井液用防塌剂、0～3重量份的钻井液用封堵剂、0.1～1重量份的钻井液用聚胺抑制剂、0～8重量份的钻井液用润滑剂和0.5-5重量份的钻井液用极压减摩剂；再用烧碱调节使混合物的PH值至8～9；最后向混合体中加入钻井液用加重剂，搅拌均匀，即制得极压减摩型钻井液，所述钻井液的密度为1.12～1.50g/cm。

Description

一种极压减摩型钻井液及其生产方法
技术领域
本发明涉及油汽田开采用钻井液，特别涉及一种极压减摩型钻井液及其生产方法。
背景技术
在定向井、水平井的钻井过程中，由于钻具与井壁、套管之间，钻井流体与钻具、井壁、套管壁之间均会产生摩擦，而且在重力的作用下，钻探中产生的岩屑如果没有及时被循环带出，将向井眼下井壁沉降聚集铺展，这样进一步加大了金属钻具本体与下井壁岩屑的接触面积，导致扭矩、摩阻增大，而现有钻井液常常在大斜度定向井和水平井施工中出现严重拖压现象，机械钻速低，施工效率低下，甚至会引起卡钻等井下复杂事故。
常规的钻井液主要是通过降低连续相的摩阻系数来提高钻井液润滑性能，所使用的润滑剂形成的膜在实际钻进中易被破坏，从而会发生托压、卡钻等技术难题。因此，研制开发一种高效的极压减摩型钻井液突破目前大斜度定向井和水平井钻探过程中钻井液润滑剂作用时间短，严重拖压的技术瓶颈，同时配合泥页岩抑制剂、防塌封堵剂解决泥页岩垮塌技术难题显得尤为重要。
发明内容
本发明针对现有技术存在的问题，提供一种极压减摩钻井液，以解决大斜度井和水平井钻进过程钻井液润滑时间短，容易发生托压、卡钻的问题。
本发明的目的是这样实现的，一种极压减摩型钻井液，包括以下重量计份的各成分：
钠基膨润土， 4～6份；
钻井液用包被剂 ， 0.2～0.8份；
钻井液用聚胺抑制剂 ，0.1～1份；
钻井液用降滤失剂，0.5～3份；
钻井液用防塌剂，1～4份；
钻井液用封堵剂，0～2份；
钻井液用润滑剂 ，0～5份；
钻井液用极压减摩剂，0.5～5份；
水，100份；
所述钻井液的密度为1.12～1.50g/cm3。
本发明极压减摩型钻井液具有以下有益效果：
其中，包被剂、聚胺抑制剂可抑制粘土分散水化；降滤失剂控制钻井液的滤失量，减少滤液侵入地层；防塌剂、封堵剂可封堵地层微裂缝，防止地层垮塌，减少钻探过程中的井漏；润滑剂、极压减摩剂可增强钻井液的润滑防卡能力，特别是极压减摩剂具有良好的减摩降阻效果，可减少大斜度或水平井钻探中的严重拖压现象。并且钻井液中的包被剂、聚胺抑制剂、极压减摩剂等均为高温合成产品，提高了整体抗温能力。上述组份的组合作用使本发明的极压减摩型钻井液具有以下优点：
（1）极压减摩效果好，极压摩阻系数降低率高；
（2）低滤失量（API<4.5ml，HTHP≤10ml），泥饼薄，韧性好；
（3）抑制封堵能力强，岩心滚动回收率高；
（4）密度可调范围广（1.12～1.50g/cm3）；
（5）抗高温性能好（大于150℃）。
因此，本发明的钻井液适用于油气井钻井中，尤其适用于大斜度井、长裸眼井段以及长水平段的水平井。
作为本发明的优选方案，包括以下重量计份的各成分：
钠基膨润土， 6份；
钻井液用包被剂 ，0.7份；
钻井液用聚胺抑制剂 ，0.5份；
钻井液用降滤失剂， 3份；
钻井液用防塌剂，4份；
钻井液用封堵剂，1.5份；
钻井液用润滑剂 ，5份；
钻井液用极压减摩剂，2份；
水，100份。
作为本发明的优选方案，所述钻井液用包被剂为复合金属离子聚合物MMCA或PMHA-II。
作为本发明的优选方案，所述钻井液用聚胺抑制剂为NH-1。
作为本发明的优选方案，所述钻井液用降滤失剂Na-HPAN或NH4-HPAN。
作为本发明的优选方案，所述钻井液用防塌剂为FT-1、PA-2。
作为本发明的优选方案，所述钻井液用封堵剂为LXJ-1。
作为本发明的优选方案，所述钻井液用润滑剂为KD-21C。
作为本发明的优选方案，所述钻井液用极压减摩剂为JM-1或JM-2。
作为本发明的优选方案，所述钻井液用加重剂为石灰石粉、活化重晶石粉或铁矿粉。
本发明的极压减摩钻井液通过如下生产方法制得：
1）先将100重量份的水与4～6重量份的钠基膨润土混合，于1000～4000rpm的搅拌速度下搅拌30～60分钟后，再于6000～10000rpm的搅拌速度下搅拌30～40分钟，置于常温下养护至少24小时；
2）将步骤1）中养护后的混合物在4000～6000rpm的搅拌速度下，先加入0.2～0.8重量份的钻井液用包被剂和0.5～3重量份的钻井液用降滤失剂，然后再加入1～4重量份的钻井液用防塌剂、0～2重量份的钻井液用封堵剂、0.1～1重量份的钻井液用聚胺抑制剂、0～5重量份的钻井液用润滑剂和0.5-5重量份的钻井液用极压减摩剂；
3）使用烧碱调节步骤2）形成的混合物的PH值至8～9；
4）向步骤3）形成的混合体中加入根据密度加重所需的钻井液用加重剂，搅拌均匀，即制得极压减摩型钻井液，所述钻井液的密度为1.12～1.50g/cm3。
本发明的生产方法，工艺简单、生产方便，以本发明方法生产的极压减摩型钻井液能有效降低钻井作业过程中的摩阻，消除钻具托压现象，同时抑制泥页岩分散，维持井壁稳定，有利于复杂地层的钻井作业顺利进行。
具体实施方式
本发明的各实施例中，各组分的生产厂家见表1，各组分的性能指标要求见表2。
 
实施例1
先将1000g水与50g钠基膨润土混合，于3000rpm的搅拌速度下搅拌40分钟后，再于8000rpm的搅拌速度下搅拌30分钟，置于常温下养护24小时；将养护后的混合物在4000rpm的搅拌速度下，先加入2g包被剂PMHA-II和10g钻井液用降滤失剂NH4-HPAN，然后再加入10g钻井液用防塌剂PA-2、1g的钻井液用聚胺抑制剂NH-1、5g的钻井液用极压减摩剂JM-2，搅拌混合均匀后用烧碱将上述混合物的PH值至8～9；最后向上述混合体中加入钻井液用加重剂石灰石粉，搅拌均匀使钻井液的密度1.14 g/cm3，即制得极压减摩型钻井液，记为1#钻井液。 
实施例2
先将1000g水与60g钠基膨润土混合，于4000rpm的搅拌速度下搅拌60分钟后，再于8000rpm的搅拌速度下搅拌40分钟，置于常温下养护30小时；将养护后的混合物在4000rpm的搅拌速度下，先加入5g包被剂MMCA和20g钻井液用降滤失剂Na-HPAN，然后再加入20g钻井液用防塌剂FT-1、30g钻井液用润滑剂KD-21C 、15g钻井液用封堵剂LXJ-1、2g的钻井液用聚胺抑制剂NH-1、15g的钻井液用极压减摩剂JM-2，搅拌混合均匀后用烧碱将上述混合物的PH值至8～9；最后向上述混合体中加入钻井液用加重剂石灰石粉，搅拌均匀使钻井液的密度1.25 g/cm3，即制得极压减摩型钻井液，记为2#钻井液。
实施例3
先将1000g水与60g钠基膨润土混合，于4000rpm的搅拌速度下搅拌60分钟后，再于8000rpm的搅拌速度下搅拌40分钟，置于常温下养护30小时；将养护后的混合物在4000rpm的搅拌速度下，先加入7g包被剂PMHA-II和30g钻井液用降滤失剂Na-HPAN，然后再加入40g钻井液用防塌剂FT-1、50g钻井液用润滑剂KD-21C、15g钻井液用封堵剂LXJ-1、5g的钻井液用聚胺抑制剂NH-1、20g的钻井液用极压减摩剂JM-1，搅拌混合均匀后用烧碱将上述混合物的PH值至8～9；最后向上述混合体中加入钻井液用加重剂石灰石粉，搅拌均匀使钻井液的密度1.24 g/cm3，即制得极压减摩型钻井液，记为3#钻井液。
实施例4
先将1000g水与60g钠基膨润土混合，于4000rpm的搅拌速度下搅拌60分钟后，再于10000rpm的搅拌速度下搅拌40分钟，置于常温下养护30小时；将养护后的混合物在6000rpm的搅拌速度下，先加入8 g包被剂MMCA和30g钻井液用降滤失剂Na-HPAN，然后再加入40g钻井液用防塌剂FT-1、40g钻井液用润滑剂KD-21C、20g钻井液用封堵剂LXJ-1、7g的钻井液用聚胺抑制剂NH-1、50g的钻井液用极压减摩剂JM-1，搅拌混合均匀后用烧碱将上述混合物的PH值至8～9；最后向上述混合体中加入钻井液用加重剂石灰石粉、活化重晶石粉，搅拌均匀使钻井液的密度1.36 g/cm3，即制得极压减摩型钻井液，记为4#钻井液。
对上述4个实施例所得的极压减摩型钻井液分别在50℃常温、120℃条件下采用OFI-173-00型滚子炉滚动老化16h后，检测其各项性能以模拟钻井液井下工作过程中的性能变化，测试结果如表3。
在实施例1#、2#、3#、4#极压减摩型钻井液中分别加入高邮凹陷HX26井E1f3的岩心粉，并按岩心滚动回收率实验标准（SY/T 5613-2000泥页岩理化性能试验方法）分别测定一次回收率、二次回收率，实验结果如表4所示。
  
采用EP型极压润滑仪测量上述实施例1#、2#、3#、4#极压减摩型钻井液加入极压减摩剂前后的减摩性能，4个样品均经过16h的120℃老化，冷却至室温，采用WT-Fann 212 EP and Lubricity Tester极压润滑性测定仪对其极压润滑系数进行测量，试验结果如表5所示。
通过表3、表4、表5的综合性能评价，对实施例3得到的3#极压减摩型钻井液配方在高邮凹陷ZX15井的大斜度井段进行了现场施工，实施过程中的主要性能指标控制如下，API滤失量为3.9-4.2ml，HTHP滤失量为9.5-10ml，动塑比0.39-0.46，极压润滑系数0.0211-0.0355。ZX15井实钻井斜达68.2°，位垂比1.26,施工期间，未出现托压粘卡现象，全井井壁稳定，阜宁组泥岩无垮塌，本钻井液的应用为大斜度定向井、长水平位移井的施工提供了技术保障,适于推广应用。
综上表明：本发明形成的极压减摩型钻井液在高温下具有良好的流变性和降滤失性能、抑制性强，减摩降阻性优良，热稳定性好，能有效降低钻井作业过程中托压卡钻和井壁失稳的风险。

Claims (10)

1.一种极压减摩型钻井液，其特征在于，包括以下重量计份的各成分：
钠基膨润土， 4～6份；
钻井液用包被剂 ， 0.2～0.8份；
钻井液用聚胺抑制剂 ，0.1～1份；
钻井液用降滤失剂，0.5～3份；
钻井液用防塌剂，1～4份；
钻井液用封堵剂，0～2份；
钻井液用润滑剂 ，0～5份；
钻井液用极压减摩剂，0.5～5份；
水，100份；
所述钻井液的密度为1.12～1.50g/cm3，并通过加重剂调配。
2.根据权利要求1所述的极压减摩型钻井液，其特征在于，包括以下重量计份的各成分：
钠基膨润土， 6份；
钻井液用包被剂 ，0.7份；
钻井液用聚胺抑制剂 ，0.5份；
钻井液用降滤失剂， 3份；
钻井液用防塌剂，4份；
钻井液用封堵剂，1.5份；
钻井液用润滑剂 ，5份；
钻井液用极压减摩剂，2份；
水，100份。
3.根据权利要求1所述的极压减摩型钻井液，其特征在于，所述钻井液用包被剂为复合金属离子聚合物MMCA或PMHA-II。
4.根据权利要求1所述的极压减摩型钻井液，其特征在于，所述钻井液用聚胺抑制剂为NH-1。
5.根据权利要求1所述的极压减摩型钻井液，其特征在于，所述钻井液用降滤失剂Na-HPAN或NH4-HPAN。
6.根据权利要求1所述的极压减摩型钻井液，其特征在于，所述钻井液用防塌剂为FT-1、PA-2。
7.根据权利要求1所述的极压减摩型钻井液，其特征在于，所述钻井液用封堵剂为LXJ-1。
8.根据权利要求1所述的极压减摩型钻井液，其特征在于，所述钻井液用润滑剂为KD-21C。
9.根据权利要求1所述的极压减摩型钻井液，其特征在于，所述钻井液用极压减摩剂为JM-1或JM-2；所述钻井液用加重剂为石灰石粉、活化重晶石粉或铁矿粉。
10.权利要求1—9任一项所述的极压减摩型钻井液的生产方法，其特征在于包括如下步骤：
1）先将100重量份的水与4～6重量份的钠基膨润土混合，于1000～4000rpm的搅拌速度下搅拌30～60分钟后，再于6000～10000rpm的搅拌速度下搅拌30～40分钟，置于常温下养护至少24小时；
2）将步骤1）中养护后的混合物在4000～6000rpm的搅拌速度下，先加入0.2～0.8重量份的钻井液用包被剂和0.5～3重量份的钻井液用降滤失剂，然后再加入1～4重量份的钻井液用防塌剂、0～2重量份的钻井液用封堵剂、0.1～1重量份的钻井液用聚胺抑制剂、0～5重量份的钻井液用润滑剂和0.5-5重量份的钻井液用极压减摩剂；
3）使用烧碱调节步骤2）形成的混合物的PH值至8～9；
4）向步骤3）形成的混合体中加入根据密度加重所需的钻井液用加重剂，搅拌均匀，即制得极压减摩型钻井液，所述钻井液的密度为1.12～1.50g/cm3。
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