CN104861944A

CN104861944A - 一种深水恒流变油基钻井液

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Publication number: CN104861944A
Application number: CN201510218323.2A
Authority: CN
Inventors: 邱正松; 赵欣; 刘扣其; 曹杰; 黄维安; 钟汉毅; 邢晓东
Original assignee: China University of Petroleum East China
Current assignee: China University of Petroleum East China
Priority date: 2015-04-30
Filing date: 2015-04-30
Publication date: 2015-08-26
Anticipated expiration: 2035-04-30
Also published as: CN104861944B

Abstract

本发明公开了一种适用于海洋深水钻井的恒流变油基钻井液。包括以下质量份的组分：白油70～100份，氯化钙水溶液0～30份，流型调节剂1.5～5份，乳化剂1～4份，润湿剂0.5～2.5份，钻井液用有机土1～3.5份，降滤失剂1.5～5份，氧化钙0.2～0.6份，加重剂0～260份。所述流型调节剂为乙烯丙烯共聚物、聚甲基丙烯酸酯、三聚酸、酚醛树脂、由二聚酸、乙醇胺和多乙烯多胺反应生成的共聚物以及由丙烯酰胺、苯乙烯和甲基丙烯酸反应生成的共聚物中至少一种。本发明的油基钻井液的动切力、六速粘度计分别在6r/min和3r/min下的读数以及10-min静切力可在4～65℃内保持稳定，在深水钻井井筒温度范围内实现了“恒流变”，可满足海洋深水钻井技术需求，且对基油原材料要求宽松，成本低。

Description

一种深水恒流变油基钻井液

技术领域

本发明涉及一种石油钻井用钻井液，具体涉及一种适用于深水钻井，可在深水钻井井筒温度范围内保持流变性稳定的恒流变油基钻井液。

背景技术

海洋深水钻井作业中，深水海底低温高压环境以及复杂的地质条件，给海洋深水钻井液技术带来了一系列技术难题，包括钻井液低温流变性控制困难，天然气水合物的生成引起的堵塞问题，复杂地层井壁失稳问题等。油基钻井液或合成基钻井液可以提供优良的井壁稳定性和最大化的机械钻速，是复杂地层钻井的首选。但是传统的油基钻井液或合成基钻井液的流变性能受温度和压力的影响较大。在深水钻井井筒温度范围内(4～65℃)，常规油基钻井液或合成基钻井液流变性变化大，尤其是在海底低温条件下，钻井液的粘度和切力剧增，甚至发生胶凝，造成当量循环密度增加，由于深水地层安全密度窗口窄，当量循环密度过高引起钻井液漏失，严重影响深水钻井作业的顺利进行，并大幅增加了钻井液成本。针对这一问题，国外石油钻井技术公司开展了大量研究工作，探讨如何对油基钻井液或合成基钻井液进行技术改进，以减少钻井液低温增粘效应，满足深水钻井技术需求。针对油基钻井液或合成基钻井液在深水钻井中的使用问题，国外石油工业界提出了“恒流变”这一概念，即在大温差范围内(4.4℃～65℃)保持相对稳定的动切力、六速粘度计在6r/min下的读数和10-min静切力，具备“恒流变”特性的油基钻井液或合成基钻井液即可满足深水钻井技术要求。国外研究发现，由于油基钻井液常用的基础油，如白油、柴油和植物油等流变性受温度影响较大，使用这类基础油难以制备出适用于深水钻井的钻井液体系。因此，国内外研究机构和技术服务公司开始重点开展合成基钻井液研究，通过合成不同类型的合成基油，并探索合适的钻井液处理剂，开发适用于深水钻井的合成基钻井液。但是研制合成基油，首先要保证其具有极低的生物毒性，以满足海洋环保法规要求。此外，合成基油成本普遍高于常用油基钻井液的基油。与合成基钻井液相比，油基钻井液的基油来源更广且成本低，钻井液制备与维护更为简便。

通过文献检索，由于油基钻井液低温流变性控制较为困难，国内外针对深水恒流变合成基钻井液研究报道较多，而未见深水恒流变油基钻井液相关报道。针对深水油基钻井液研究的报道仅有1例：

长江大学胡三清等以5#白油为基油，实验建立了一种对油气层损害较小的低毒油基钻井液。但该钻井液流变性受温度影响较大，低温下动切力大幅增加，不具备“恒流变”特性，在深水钻井作业中可能引起漏失等问题。

发明内容

本发明的目的是提供一种恒流变油基钻井液，可在深水钻井井筒温度范围内(4～65℃)提供稳定的流变性，解决传统油基钻井液可能引起的低温增粘问题，减小深水钻井作业过程中开泵时的井底激动压力，降低钻井液当量循环密度，避免发生漏失；具备降滤失和抗污染性能，解决深水钻井液技术难题。

本发明所提供的一种恒流变油基钻井液，包括下述质量份的组分：

白油70～100份，氯化钙水溶液0～30份，流型调节剂1.5～5份，乳化剂1～4份，润湿剂0.5～2.5份，钻井液用有机土1～3.5份，降滤失剂1.5～5份，氧化钙0.2～0.6份，加重剂0～260份。

上述恒流变油基钻井液，所述白油为0#白油、3#白油、5#白油中至少一种。

上述恒流变油基钻井液，所述氯化钙水溶液为质量分数是20～35％的氯化钙水溶液。

上述恒流变油基钻井液，所述流型调节剂为乙烯丙烯共聚物、聚甲基丙烯酸酯、三聚酸、酚醛树脂、由二聚酸、乙醇胺和多乙烯多胺反应生成的共聚物以及由丙烯酰胺、苯乙烯和甲基丙烯酸反应生成的共聚物中至少一种；

所述乙烯丙烯共聚物为二元乙丙橡胶、三元乙丙橡胶中至少一种；

所述由二聚酸、乙醇胺和多乙烯多胺反应生成的共聚物中，乙醇胺、多元羧酸和多乙烯多胺摩尔比为1～30:1～20:1～15；

所述由二聚酸、乙醇胺和多乙烯多胺反应生成的共聚物中，多乙烯多胺为乙二胺、二乙烯三胺、三乙烯四胺中至少一种；

所述由丙烯酰胺、苯乙烯和甲基丙烯酸反应生成的共聚物中，丙烯酰胺、苯乙烯和甲基丙烯酸摩尔比为10～30:5～20:10～30；

所述由丙烯酰胺、苯乙烯和甲基丙烯酸反应生成的共聚物中，丙烯酰胺为N-十二烷基丙烯酰胺、N-十六烷基丙烯酰胺和N-十八烷基丙烯酰胺中至少一种。

上述恒流变油基钻井液，所述乳化剂为由长碳链脂肪酸与胺类反应生成的共聚物、石油磺酸盐、油酸酰胺、氧乙基烷基苯酚醚、烷基苯磺酸钠中至少一种；

所述由长碳链脂肪酸与胺类反应生成的共聚物中，长碳链脂肪酸为硬脂酸、油酸、亚油酸、月桂酸中至少一种；

所述胺类为乙二胺、乙醇胺、二乙醇胺、二乙醇三胺、三乙醇四胺中至少一种。

上述恒流变油基钻井液，所述润湿剂为环烷酸酰胺、聚氧乙烯烷基酚醚、丁基聚氧丙烯醚、脂肪酸亚胺咪唑磺酸钙、辛基酚聚氧乙烯醚中至少一种。

上述恒流变油基钻井液，所述降滤失剂为氧化沥青、沥青树脂、腐殖酸改性树脂、有机褐煤中至少一种。

上述恒流变油基钻井液，所述加重剂为重晶石和碳酸钙中至少一种。

本发明与现有技术相比具有如下有益效果：

1、本发明的油基钻井液通过对基油、乳化剂、钻井液用有机土、流型调节剂等组分的合理选择和配比，来实现对油基钻井液流变性的有效调控。与恒流变合成基钻井液相比，本发明的油基钻井液对基油原材料要求宽松，成本低，传统油基钻井液用的低毒白油即可满足使用要求，不需要在合成基液的探索和合成工艺方面投入精力，减少了工作量和成本。

2、在深水钻井井筒温度范围(4～65℃)，本发明的油基钻井液的动切力、六速粘度计分别在6r/min和3r/min下的读数以及10-min静切力值保持稳定，几乎不受温度影响，即在深水井筒温度范围内实现了“恒流变”，避免了因钻井液流变性随温度发生变化引起当量循环密度过高的问题。并且钻井液在密度高达到2.1g/cm³时仍可保持恒流变特性。

3、本发明的油基钻井液具有很强的抗污染能力，可满足海洋深水钻井技术需求。

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

深水恒流变油基钻井液包括以下质量份的组分：

5#白油80份，氯化钙水溶液20份，流型调节剂3.5份，乳化剂3份，润湿剂2份，钻井液用有机土1份，降滤失剂2份，氧化钙0.4份，加重剂50份。

本实施例中所用的氯化钙水溶液的质量分数为25％。

本实施例中所用的流型调节剂是由三聚酸和二元乙丙橡胶按照1:1的质量比混合而成。

本实施例中所用的乳化剂是由氧乙基烷基苯酚醚和由油酸与乙醇胺反应生成的共聚物按照2:1的质量比例混合而成。

本实施例中所用的润湿剂是由环烷酸酰胺和聚氧乙烯烷基酚醚按照1:1的质量比混合而成。

本实施例中所用的降滤失剂是沥青树脂。

本实施例中所用的加重剂为重晶石。

本实施例的钻井液密度为1.2g/cm³。

实施例2

深水恒流变油基钻井液包括以下质量份的组分：

0#白油75份，氯化钙水溶液25份，流型调节剂3.5份，乳化剂3份，润湿剂2份，钻井液用有机土1份，降滤失剂3份，氧化钙0.5份，加重剂100份。

本实施例中所用的氯化钙水溶液的质量分数为20％。

本实施例中所用的流型调节剂是由二聚酸、乙醇胺与三乙烯四胺反应生成的共聚物和三元乙丙橡胶按照2:1的质量比混合而成。

本实施例中所用的乳化剂是由油酸酰胺和烷基苯磺酸钠按照1.5:1的质量比例混合而成。

本实施例中所用的润湿剂是由环烷酸酰胺和辛基酚聚氧乙烯醚按照1:1的质量比混合而成。

本实施例中所用的降滤失剂是氧化沥青。

本实施例中所用的加重剂为重晶石。

本实施例的钻井液密度为1.5g/cm³。

实施例3

深水恒流变油基钻井液包括以下质量份的组分：

3#白油80份，氯化钙水溶液20份，流型调节剂4份，乳化剂3.5份，润湿剂2.5份，钻井液用有机土1份，降滤失剂3份，氧化钙0.6份，加重剂260份。

本实施例中所用的氯化钙水溶液的质量分数为20％。

本实施例中所用的流型调节剂是由二聚酸、乙醇胺与二乙烯三胺反应生成的共聚物和由N-十六烷基丙烯酰胺、苯乙烯与甲基丙烯酸反应生成的共聚物按照2:1的质量比混合而成。

本实施例中所用的乳化剂是由油酸酰胺和氧乙基烷基苯酚醚按照1.5:1的质量比例混合而成。

本实施例中所用的润湿剂是由聚氧乙烯烷基酚醚和环烷酸酰胺按照1:1的质量比混合而成。

本实施例中所用的降滤失剂为腐殖酸改性树脂。

本实施例中所用的加重剂为重晶石。

本实施例的钻井液密度为2.1g/cm³。

下面对实施例1至3制备的钻井液的效果进行测试。

1、钻井液流变性、滤失性测试

在常温下配制本发明的油基钻井液，装入老化罐中在指定温度下热滚16h，在4℃、30℃和65℃测其动切力(YP)、六速粘度计分别在6r/min和3r/min下的读数(θ6和θ3读数)以及10-min静切力(10-min Gel)，并与传统油基钻井液及合成基钻井液进行对比。此外，测试钻井液在120℃/3.5MPa条件下的高温高压滤失量，评价其封堵降滤失效果。

表1深水恒流变油基钻井液流变性和滤失性测试结果

注：YP为动切力；θ6、θ3为六速粘度计分别在6r/min和3r/min下的读数；10-min Gel为10-min静切力

表1中，对比例中的传统油基钻井液配方来自文献《油基钻井液低温特性实验研究》；对比例中深水油基钻井液性能指标来自文献《低毒深水油基钻井液室内研究》；对比例中传统合成基钻井液性能指标来自《New flat-rheology synthetic-based mud forimproved deepwater drilling》(SPE 90987)。

由表1可知，在不同密度条件下，本发明的油基钻井液在4～65℃范围内可保持稳定的动切力、θ6和θ3读数以及10-min静切力，在深水钻井井筒温度范围内实现了“恒流变”。且密度高达2.1g/cm³时，本发明的油基钻井液仍可保持恒流变特性。而传统油基钻井液或合成基钻井液的流变性在4～65℃范围内均发生明显变化，低温下动切力、θ6和θ3读数以及10-min静切力均大幅上升，无法满足深水钻井技术需求。

此外，由表1可知，本发明的油基钻井液在120℃/3.5MPa条件下的高温高压滤失量≤5mL，具有很强的封堵降滤失效果。

2、本发明的实施例与国内外专利文件中恒流变合成基钻井液流变性能对比

由于国内外均未见成功的恒流变油基钻井液报道，无法找到可与本发明的油基钻井液对比的油基钻井液。因此，将本发明的恒流变油基钻井液与国内专利ZL201210251278.7以及美国专利US7871962实施例中所制得的恒流变合成基钻井液以及传统油基钻井液进行对比。以4～65℃范围内钻井液的动切力、θ6和θ3读数以及10-min静切力的最大值与最小值的比值表征钻井液流变性的稳定程度，比值越小，说明流变性随温度变化越小，流变性越稳定。对比结果见表2。

表2恒流变油基钻井液与恒流变合成基钻井液对比

表2结果表明，在4～65℃范围内，ZL201210251278.7恒流变合成基钻井液的动切力、θ6和θ3读数基本保持稳定，但深水钻井液的另一关键流变参数10-min静切力并未涉及到。US7871962恒流变合成基钻井液的θ6和θ3读数基本保持稳定，但动切力和10-min静切力稳定性相对较差。本发明实施例1、实施例2和实施例3的油基钻井液的动切力、θ6和θ3读数以及10-min静切力在4～65℃范围变化幅度均很小。不同密度条件下，YP比值≤1.14；θ6比值≤1.25；θ3比值≤1.30；10-min Gel比值≤1.11。YP和10-min静切力变化幅度均明显小于ZL201210251278.7恒流变合成基钻井液和US7871962恒流变合成基钻井液，而θ6和θ3读数变化幅度与之相近。传统油基钻井液和传统合成基钻井液的YP、θ6和θ3读数以及10-min静切力最大值与最小值的比值在2.22～3.28之间，即流变性在4～65℃范围内发生大幅变化。通过对比，说明本发明的油基钻井液在4～65℃范围内可保持稳定的流变性，是一种恒流变钻井液。

此外，US7871962恒流变合成基钻井液的实施例中，钻井液最高密度为13ppg，即1.557g/cm³。ZL201210251278.7恒流变合成基钻井液实施例中未给出钻井液密度，但根据钻井液组成可知，该发明的钻井液加重剂为重晶石或石灰石，加重剂基于煤制油和氯化钙水溶液总体积的质量体积比为32～100％，因此，该钻井液最高密度应在1.6g/cm³以内。本发明的油基钻井液实施例3在密度高达2.1g/cm³时仍可保持恒流变特性，表明本发明的恒流变油基钻井液密度范围大，适用范围更广。

3、钻井液抗污染性能测试

在常温下配制实施例1钻井液100份，在6000r/min搅拌速度下分别加入一定质量分数的氯化钠或渤海油田岩屑，搅拌20min后，分别在4℃和65℃测钻井液的动切力、θ6和θ3读数以及10-min静切力，评价本发明的油基钻井液抗氯化钠和抗岩屑污染能力。

表3钻井液抗氯化钠污染能力测试结果

表4钻井液抗岩屑污染能力测试结果

由表3和表4可知，在4℃和65℃，本发明的油基钻井液受到质量分数为5～15％的氯化钠或5～10％的岩屑污染后，仍可保持稳定的动切力、六速粘度计分别在6r/min和3r/min下的读数以及10-min静切力，表明本发明的油基钻井液具有很强的抗污染能力。

综上所述，本发明的深水恒流变油基钻井液在深水钻井井筒温度范围内(4～65℃)流变性稳定，可减小钻井作业过程中开泵时的井底激动压力，降低钻井过程中钻井液的当量循环密度，避免因激动压力过大或当量循环密度过高引起漏失，达到安全高效钻井并降低钻井成本的目的。

Claims

1.一种深水恒流变油基钻井液，其特征在于：它包括下述质量份的组分：

2.根据权利要求1所述的深水恒流变油基钻井液，其特征在于：所述流型调节剂为乙烯丙烯共聚物、聚甲基丙烯酸酯、三聚酸、酚醛树脂、由二聚酸、乙醇胺和多乙烯多胺反应生成的共聚物以及由丙烯酰胺、苯乙烯和甲基丙烯酸反应生成的共聚物中至少一种。

3.根据权利要求2所述的深水恒流变油基钻井液，其特征在于：所述乙烯丙烯共聚物为二元乙丙橡胶、三元乙丙橡胶中至少一种；

4.根据权利要求1-3中任一项所述的深水恒流变油基钻井液，其特征在于：所述白油为0#白油、3#白油、5#白油中至少一种。

5.根据权利要求1-4中任一项所述的深水恒流变油基钻井液，其特征在于：所述乳化剂为由长碳链脂肪酸与胺类反应生成的共聚物、石油磺酸盐、油酸酰胺、氧乙基烷基苯酚醚、烷基苯磺酸钠中至少一种。

6.根据权利要求5所述的深水恒流变油基钻井液，其特征在于：所述由长碳链脂肪酸与胺类反应生成的共聚物中，长碳链脂肪酸为硬脂酸、油酸、亚油酸、月桂酸中至少一种；

7.根据权利要求1-6中任一项所述的深水恒流变油基钻井液，其特征在于：所述润湿剂为环烷酸酰胺、聚氧乙烯烷基酚醚、丁基聚氧丙烯醚、脂肪酸亚胺咪唑磺酸钙、辛基酚聚氧乙烯醚中至少一种。

8.根据权利要求1-7中任一项所述的深水恒流变油基钻井液，其特征在于：所述氯化钙水溶液为质量分数是20～35％的氯化钙水溶液；

所述降滤失剂为氧化沥青、沥青树脂、腐殖酸改性树脂、有机褐煤中至少一种；

所述加重剂为重晶石和碳酸钙中至少一种。