CN105038739B - 一种钻井液以及咪唑类离子液体在其中的用途 - Google Patents
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Abstract
一种钻井液,其包含离子液体1‑烷基‑3‑甲基咪唑四氟硼酸盐0.02‑0.08重量%、聚合物0.1‑0.5重量%、膨润土1‑6重量%和余量的水溶液,其中聚合物选自部分水解的聚丙烯酰胺、高粘度羧甲基纤维素钠盐和黄原胶中的一种或多种,烷基的碳原子数为4‑8。该钻井液具有明显改善的体系高温流变性。
Description
技术领域
本发明涉及一种钻井液,具体而言,本发明涉及一种体系高温流变性明显改善的钻井液。
背景技术
深部资源勘探的关键技术之一是配套的抗高温钻井液工艺技术。抗高温钻井液在保障安全钻井、稳定井壁、提高机械钻速、保护储层等方面的作用日益突出。因此抗高温钻井液技术的研究是该领域的一个研究热点。
从国内外近几十年的深部钻探实践来看,深部钻井常用的钻井液体系有水基钻井液和油基钻井液。与水基钻井液相比,油基钻井液体系有着很好的热稳定性、良好的失水控制性、井壁稳定性、井眼润滑性、抗污染及无腐蚀性等优点,能有效减少卡钻等复杂事故,但是油基钻井液排放时对环境会造成不良影响,影响地质录井荧光检测、循环漏失趋势高且单井成本高。因此,目前用于深部钻探的钻井液仍然倾向采用抗高温水基钻井液体系。
流变性是钻井液体系的重要工艺性能之一,具有携带岩屑,保证井眼和井底的清洁,悬浮岩屑,提高机械转速,保持井眼规则和保证井下安全等重要作用,对钻井工程的成败有着重要的影响。
随着井深的增加,高温对水基钻井液流变性影响越来越大。当温度逐渐增加,钻井液会发生高温增稠、减稠及固化等作用,黏土会发生高温分散、高温聚结及高温钝化等作用,处理剂会发生高温降解、高温交联等作用,钻井液胶体稳定性被打破,流变性发生变化,这种变化属于不可逆变化,不易进行调整和控制,对钻井产生不利影响,如携带岩屑能力下降、机械转速降低等,严重时将使钻井作业无法正常进行。
文献CN1156473A公开了一种热稳定的油基钻井液,其含有一种非磺化的聚合物和/或一种非亲有机物质的粘土的油基钻井液,它在升高的温度下保持所需的流变性质。
文献CN104178095A公开了一种钻井液及其制备方法,钻井液包括基液及钻井液处理剂,基液包括90-100重量份的水、0.1-1重量份的碱、0.1-0.9重量份的碳酸盐及1-10重量份的氯化盐;基液与钻井液处理剂的质量百分比为100∶(1-10)。该钻井液具有优异的降失水性及流变性,其能保护低渗透、中渗透砂岩的油气层,还能降低对高渗透砂岩油气层的损害,以更好地保护岩石储层。
文献CN104232034A公开了一种钻井液和提高钻井液降滤失性能的方法。该钻井液包括聚异丁烯丁二酰亚胺、乳化剂、有机土、碱度调节剂、无机盐水和主要量的基液。其具有优良的降滤失性能、调节流变性能,润滑性能好,水解稳定性好,具有良好的失水造壁性能,不含芳烃,生物毒性低,降解性好,倾点低、闪点高,应用范围广,安全性能好。
发明内容
本发明旨在提供一种含有咪唑类离子液体的钻井液,其具有明显改善钻井液体系的高温流变性。
具体地,本发明的技术方案为:一种钻井液,其包含离子液体1-烷基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐0.02-0.08重量%、聚合物0.1-0.5重量%、膨润土1-6重量%和余量的水溶液,其中聚合物选自部分水解的聚丙烯酰胺、高粘度羧甲基纤维素钠盐和黄原胶中的一种或多种,烷基的碳原子数为4-8。
优选地,其中离子液体的含量为0.04-0.06重量%,更优选为0.05重量%。
优选地,其中聚合物的含量为0.2-0.4重量%。
优选地,其中膨润土的含量为2-4%重量%。
优选地,膨润土为钠基膨润土。
本发明还提供了上述钻井液的制备方法,具体为:先配置含一定膨润土量的钻井液,预水化24小时;同时将聚合物配成胶液,随后加入预水化后的钻井液,然后加入离子液体。
进一步地,本发明还提供了一种离子液体在上述钻井液中的用途,其中离子液体为1-烷基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐,其中烷基的碳原子数为4-8。
本发明的效果
本发明人经过长时间反复研究以及大量的试验,以阳离子为1-烷基-3-甲基咪唑阳离子,阴离子为四氟硼酸阴离子的离子液体加入到钻井液中,比其他离子液体更明显地改善体系高温流变性。特别地,当其中的烷基为碳原子数目为4-8的烷基时,与其他烷基相比,具有更加优异的体系高温流变性。
具体实施方式
为了更好地理解本发明,下面结合具体实施例对本发明作了详细说明。
实施例1
包含离子液体的钻井液,其包含下列成分:
1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐0.02重量%
部分水解的聚丙烯酰胺0.2重量%
钠基膨润土4重量%
余量的水溶液。
先配置4%膨润土的10L的钻井液,预水化24小时;同时将聚合物配成一定浓度2%的胶液,按上述比例加入预水化后的钻井液;测定常温(即老化前)流变性和160℃滚动16h后(即老化后)的流变性;按上述比例加入该离子液体,再次测定常温(即老化前)流变性和160℃滚动16h后(即老化后)的流变性进行对比,具体数据见表1。
实施例2
钻井液的组成和制备方法与实施例1相同,除了将1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐的用量变为0.05重量%。
实施例3
钻井液的组成和制备方法与实施例1相同,除了将1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐的用量变为0.08重量%。
实施例4
钻井液的组成和制备方法与实施例1相同,除了将部分水解的聚丙烯酰胺的用量变为0.5重量%。
实施例5
钻井液的组成和制备方法与实施例1相同,除了将膨润土的用量变为2重量%。
实施例6
钻井液的组成和制备方法与实施例2相同,除了将1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐变为1-戊基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐。
实施例7
钻井液的组成和制备方法与实施例2相同,除了将1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐变为1-己基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐。
实施例8
钻井液的组成和制备方法与实施例2相同,除了将1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐变为1-庚基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐。
实施例9
钻井液的组成和制备方法与实施例2相同,除了将1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐变为1-辛基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐。
实施例10
钻井液的组成和制备方法与实施例2相同,除了将部分水解的聚丙烯酰胺变为高粘度羧甲基纤维素钠盐。
实施例11
钻井液的组成和制备方法与实施例2相同,除了将部分水解的聚丙烯酰胺变为黄原胶。
对比例1
钻井液的组成和制备方法与实施例2相同,除了不加入1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐。
对比例2
钻井液的组成和制备方法与实施例2相同,除了将0.05重量%的1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐变为3%的聚胺。
对比例3
钻井液的组成和制备方法与实施例2相同,除了将0.05重量%的1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐变为7%的KCl。
对比例4
钻井液的组成和制备方法与实施例2相同,除了将1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐变为1-甲基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐。
对比例5
钻井液的组成和制备方法与实施例2相同,除了将1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐变为1-乙基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐。
对比例6
钻井液的组成和制备方法与实施例2相同,除了将1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐变为1-丙基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐。
对比例7
钻井液的组成和制备方法与实施例2相同,除了将1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐变为1-壬基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐。
对比例8
钻井液的组成和制备方法与实施例2相同,除了将1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐变为1-癸基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐。
对比例9
钻井液的组成和制备方法与实施例2相同,除了将1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐变为1-十一烷基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐。
对比例10
钻井液的组成和制备方法与实施例2相同,除了将1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐变为1-十二烷基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐。
对比例11
钻井液的组成和制备方法与实施例2相同,除了将1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐变为氯化1-十二烷基-3-甲基咪唑。
对比例12
钻井液的组成和制备方法与实施例2相同,除了将1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐变为氯化1-丁基-3-甲基咪唑。
对比例13
钻井液的组成和制备方法与实施例10相同,除了不加入1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐。
对比例14
钻井液的组成和制备方法与实施例11相同,除了不加入1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐。
其中,
流变性采用ZNN-D6六速旋转黏度计进行测量。
测试方法:按照GB/T16783.1-2006的相关规定,将待钻井液倒入ZNN-D6型六速旋转黏度计的测量杯中,迅速从高速到低速依次测量。待刻度盘读数(基本)稳定后,分别记录各转速下的读数。按美国石油学会(API)的规定以及Bingham公式计算得到体系的表观黏度、塑性黏度和动切力(屈服值)。本文中若没有特别标注,钻井液性能流变性均是50℃下的测量值。
相关粘度计算:
θ600、θ300、θ3代表外筒转600转/分、300转/分、3转/分从仪器刻度盘上读到的格数。其余依此类推。
表观粘度
μa=τ/γ(mPa·s)
塑性粘度
μp=θ600-θ300(mPa·s)
动切力
τ0=0.511(θ300-μp) (Pa)
(θ:在给定转速下所测得仪器内筒转角,即仪器刻度盘上读到的格数)
滤失量采用SD6多联中压滤失仪进行测量。
仪器参数:最大钻井液注入量为240mL*6,有效滤失面积45.6cm2,工作压力0.69MPa,泥浆杯最大压力1MPa。SD6六联中压滤失仪使用六联铝质钻井液杯或不锈钢钻井液杯(可选组件),配低压管汇,使用氮气瓶做气源在实验室内使用,由于采用六联结构可进行六样品平行实验。
测试方法:
1、使用前仪器应是清洁的,将气源置于适当的位置,并装上减压器,注意螺纹连结处应旋紧,检查手柄应在自由位置;
2、将低压管汇接头旋入减压器输出接头旋紧,并同时将另一端旋入进头接头,此时气源部分准备完毕;
3、检查控制手柄及放气手柄是否旋紧,按顺时针方向旋紧手柄(注:泥浆杯控制手柄,应经常取下检查“O”型圈有无破损);
4、取出盛液杯组件,取下杯盖;
5、用手指堵住底部小孔,将搅拌好的被测液体倒入杯内至刻线处,按顺序迅速放入“O”型密封圈、滤纸、杯盖,并按顺时针方向旋紧,(注意勿将“O”型圈搞湿,以防滤纸破损);
6、调头将组件旋入控制部位旋转90℃;
7、将量杯置于失水下方,以备使用,准备使用,准备已告结束;
8、打开气源手柄,顺时针方向慢慢转动减压阀手柄,观察压力表指示,使之稳定在0.7MPa;
9、按逆时针方向,慢慢旋动控制手柄,同时观察压力表指示。当压力表瞬时稍有下降(或听见杯内有进气声响)即好,当见到第一滴水流出时开始记录时间;
10、测试时间已到(30分钟)随即取下量筒,同时将控制手柄按顺时针方向旋紧。此时既切断了盛液杯与输气管气源通路,又放空了杯内余气;
11、关闭气源阀门手柄(注:如继续测试可免于此程序)
12、按逆时针方向旋动减压阀手柄,直至自由位置;
13、按逆时针方赂旋动放气手柄,此时管汇及输气管内全部余气排出;
14、取下盛液杯,卸下杯盖,取出滤纸,测量泥饼厚度;
15、将各部件擦拭干净烘干,各置原位,测试结束。
表1实施例和对比例中钻井液的流变性和滤失量数据
在钻井液工艺中,常用动切力与塑性粘度的比值(简称动塑比)表示剪切稀释性的强弱。动塑比值越大,剪切稀释性越强。为了能够在高剪率下有效地破岩和在低剪率下有效地携带岩屑,要求钻井液具有较高的动塑比。而在水平井或大位移井,则需要更高的动塑比。
从表1的数据可以看出,在部分水解的聚丙烯酰胺钻井液中加入烷基为4-8个碳原子数的1-烷基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐后,高温滚动老化后钻井液的动塑比均得到提高,钻井液的滤失量稍有下降。在高粘度羧甲基纤维素钠盐钻井液和黄原胶钻井液中加入1-丁基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐后,老化后钻井液的动切力和动塑比均得到提高,钻井液的滤失量下降。可见,烷基为4-8个碳原子数的1-烷基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐具有明显改善聚合物基钻井液流变性的能力,提高了钻井液的抗温性。
而当烷基的碳原子数不在4-8的范围内时,老化后聚合物钻井液的动塑比均明显降低,有时还会出现滤失量增加的情况,说明烷基不为4-8个碳原子数的1-烷基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐不具有优异的改善钻井液高温流变性的性能。可见,只有当1-烷基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐中的烷基为4-8个碳原子数时,才可以提高钻井液的抗温性,明显改善体系的流变性。
此外,加入聚胺和氯化钾时,老化后聚合物钻井液的动塑比降至很低,且滤失量增加,说明上述两种物质不具有抗高温的能力。
加入氯化1-十二烷基-3-甲基咪唑和氯化1-丁基-3-甲基咪唑时,老化后聚合物钻井液的动塑比均降低为零,说明氯化1-十二烷基-3-甲基咪唑和氯化1-丁基-3-甲基咪唑不具有抗温性,不能改善钻井液的高温流变性。
本发明的钻井液及其制备方法和应用不局限于上述的内容,在不脱离本发明构思的前提下,还可以做出若干变形和改进,这些都属于本发明的保护范围。
Claims (5)
1.一种钻井液,其特征在于:由离子液体1-烷基-3-甲基咪唑四氟硼酸盐0.04-0.06重量%、聚合物0.1-0.5重量%、膨润土1-6重量%和余量的水溶液组成,其中聚合物选自部分水解的聚丙烯酰胺、高粘度羧甲基纤维素钠盐和黄原胶中的一种或多种,烷基的碳原子数为4-8,膨润土为钠基膨润土。
2.根据权利要求1所述的钻井液,其中离子液体的含量为0.05重量%。
3.根据权利要求1-2任一项所述的钻井液,其中聚合物的含量为0.2-0.4重量%。
4.根据权利要求1-2任一项所述的钻井液,其中膨润土的含量为2-4%重量%。
5.根据权利要求1-2任一项所述的钻井液的制备方法,其特征在于:先配置膨润土的钻井液,预水化24小时;同时将聚合物配成胶液,随后加入预水化后的钻井液,然后加入离子液体。
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