CN105131915A

CN105131915A - 一种抗高温高密度无固相甲酸盐钻井液体系

Info

Publication number: CN105131915A
Application number: CN201510511049.8A
Authority: CN
Inventors: 谢玉洪; 董星亮; 李中; 黄熠; 李炎军; 张超; 吴江; 杨仲涵; 陈浩东; 王巍; 张可; 王泽峰; 谢露
Original assignee: China National Offshore Oil Corp CNOOC; CNOOC China Ltd Zhanjiang Branch
Current assignee: China National Offshore Oil Corp CNOOC; CNOOC China Ltd Zhanjiang Branch
Priority date: 2015-08-19
Filing date: 2015-08-19
Publication date: 2015-12-09
Anticipated expiration: 2035-08-19
Also published as: CN105131915B

Abstract

本发明公开了一种抗高温高密度无固相甲酸盐钻井液体系，该钻井液体系是由以下质量分数的组分制备：0.8~1.1%增粘剂、0.5~1.0%降滤失剂、1~2%第一暂堵剂、1.4~2.2%第二暂堵剂、0.4~0.9%缓冲剂、0.1~0.4%抗氧化剂、45~87%加重剂、余量为海水，体系密度为2.0~2.3g/cm³。本发明的钻井液体系抗温能力达200℃，密度最高可达2.3g/cm³，在高温高密度条件下具有较强的稳定性、抑制性、润滑性、储层保护性能以及可降解对环境无毒害的优势。

Description

一种抗高温高密度无固相甲酸盐钻井液体系

技术领域

本发明涉及一种钻井液，具体是一种抗高温高密度无固相钻井液体系，属于石油钻井技术领域。

背景技术

随着世界对石油资源的需求持续增加和常规易开采石油资源进一步被开发，石油资源的勘探开发向高温、高压等高难度区域发展。

高密度钻井液可以压住地层，维护井壁稳定防止溢流、井喷等事故的发生，因此，高密度钻井液对于深部地层油气藏的勘探开发有着十分重要意义。

高温会使钻井液发酵、增稠及失效，从而使钻井液的性能发生剧变，并且不易调整和控制，严重时将导致钻井作业无法正常进行。使用含重晶石等加重材料的常规钻井液在高温高压井中作业时，加重材料易沉降、稳定性差，钻井液维护难度较大；同时，常规高密度钻井液体系容易产生较高的压力降，导致当量循环密度过高，存在压漏地层的风险。

为保证钻进过程中的压稳要求，在高地层压力的要求下，钻井液必须具有很高的密度，使得钻井液中固相含量很高，钻井液流变性和滤失性难以保证。同时，压差卡钻、井漏、井喷等井下复杂情况的可能性也会增加。

综上所述，传统的抗高温高密度钻井液在高温高压钻井作业中存在一定的弊端。合格的高温高压井所应用的钻井液需要具备以下性能：（1）抗高温能力；（2）在高温条件下对粘土的水化分散具有较强的抑制能力。在有机聚合物处理剂中，阳离子聚合物就比带有羧钠基的阴离子聚合物具有更强的抑制性；（3）良好的高温流变性：在高温下能否保证钻井液具有很好的流动性和携带、悬浮岩屑的能力至关重要；（4）良好的润滑性：当固相含量很高时，防止卡钻尤为重要。

目前国内对传统加重材料形成的高温高密度钻井液体系研究已较多，而以有机盐为加重材料的无固相钻井液体系的研究还未系统开展。

发明内容

本发明的目的是提供一种在高温高密度条件下具有良好流变性、高稳定性、强抑制性、良好储层保护性能且低摩阻的无固相甲酸铯钻井液体系。

本发明的技术方案如下：一种抗高温高密度无固相甲酸盐钻井液体系，由以下质量分数的组分制备：0.8~1.1%增粘剂、0.5~1.0%降滤失剂、1~2%第一暂堵剂、1.4~2.2%第二暂堵剂、0.4~0.9%缓冲剂、0.1~0.4%抗氧化剂、45~87%加重剂，余量为海水，体系密度为2.0~2.32.3g/cm³；其中，增粘剂为聚合物类增粘剂，降滤失剂为聚阴离子纤维素，第一暂堵剂为石墨，第二暂堵剂为碳酸钙，缓冲剂为碳酸钾和碳酸氢钾，抗氧化剂为氧化镁，加重剂为甲酸铯和甲酸钾；其制备方法如下：根据配方，称量各组分，先在高速剪切搅拌器中，以1000~2000rpm转速，将甲酸钾和甲酸铯混合搅拌10min，然后将转速提高至5000~7000rpm，每间隔5min依次缓慢加入增粘剂、降滤失剂、第一暂堵剂、缓冲剂、抗氧化剂、海水进行搅拌，第二暂堵剂在最后3min内添加，整个制备过程保证在45min内加完所有组分并混合均匀，即可。

优选的，所述钻井液体系由以下质量百分数的组分制备：0.99%增粘剂、0.75%降滤失剂、1.24%石墨、1.86%碳酸钙、0.37%碳酸钾、0.25%碳酸氢钾、0.25%氧化镁、52.5%甲酸铯、12.6%甲酸钾、海水为余量组成，密度为2.3g/cm³；制备方法如下：根据配方，称量各组分，先在高速剪切搅拌器中，以1500rpm转速，将甲酸钾和甲酸铯混合搅拌10min，然后将转速提高至6000rpm，每间隔5min依次缓慢加入增粘剂、降滤失剂、石墨、碳酸钾、碳酸氢钾、氧化镁、海水，碳酸钙在最后3min内添加，整个制备过程保证在45min内加完所有组分并混合均匀，即可。

按本发明技术方案，优选的钻井液配方如下：每350mL密度为2.3g/cm³的所述钻井液体系由以下重量份的组分制备：735g甲酸铯、102.6g甲酸钾、3g碳酸钾、2g碳酸氢钾、8g增粘剂、6g降滤失剂、2g氧化镁、10g石墨、15g碳酸钙，余量为海水。优选的，本发明技术方案中，所述缓冲剂由碳酸钾和碳酸氢钾按质量比1~2:1组成。

优选的，本发明技术方案中，所述增粘剂为聚合物类增粘剂Dristemp。

优选的，本发明技术方案中，所述降滤失剂为超低粘度聚阴离子纤维素AntisolFL-10。

优选的，本发明技术方案中，所述碳酸钙由BARACARB5、BARACARB25、BARACARB50三种粒径的碳酸钙按照质量比1:1:1组成。

优选的，本发明技术方案中，所述制备过程中，组分混合过程的体系温度不高于66℃，当组分混合过程的体系温度大于45℃，用水浴冷却。

本发明技术方案中主要组分的作用及本发明相对于现有技术的有益效果如下：

（1）本发明以甲酸铯为加重剂，甲酸铯是一种外观如水状的液体，易溶于水，具有相当宽的密度范围，所有常用的加重材料都与甲酸盐盐水相容，甲酸铯溶解后具有较高的密度和较低的结晶温度，即使在密度高达2.4g/cm3的情况下也可完全保持甲酸铯盐水的各种物理和化学性能；

（2）本发明以石墨作为第一种暂堵剂，由于石墨具有润滑性，钻井时可降低扭矩和拉力，且不会影响钻井液的流变性能；以三种不同粒径的碳酸钙作为第二暂堵剂可用于提高钻井液的密度，起架桥作用，控制滤失量；

（3）本发明以碳酸钾以及碳酸氢钾为缓冲剂，可把体系pH值控制在碱性范围内，防止酸和酸性气体侵入盐水时造成pH值波动过大；增粘剂选择聚合物类增粘剂，可同时具有降滤失的效果；以氧化镁作为抗氧化剂，加入氧化镁后能大幅度提高钻井液的稳定性；

（4）本发明的钻井液体系在高温高密度条件下具有良好流变性、高稳定性、强抑制性、良好储层保护性能、低摩阻，并且铯可降解，对环境无危害，可抗200℃高温，密度可高达2.3g/cm³。

具体实施方式

下面通过实施例对本发明做进一步详细说明，这些实施例仅用来说明本发明，并不限制本发明的范围。

实施例1按表1的配方制备一种密度2.30g/cm³的抗高温高密度无固相甲酸盐钻井液体系并进行其性能测试。

表1

1、室内配制程序

（1）根据以上确定配方，称量各种处理剂；每次配制量为4*350ml或8*350ml；

（2）制备时，先在高速剪切搅拌器中，以1500rpm转速，将甲酸钾和甲酸铯混合搅拌10min，然后将转速提高至6000rpm，每间隔5min依次缓慢加入增粘剂、降滤失剂、石墨、碳酸钾、碳酸氢钾、氧化镁、海水，碳酸钙在最后3min内添加，整个制备过程保证在45min内加完所有组分并混合均匀，即得；

（3）混合时温度不得超过66℃，若混合时温度超过45℃，用水浴冷却；

（4）尽量避免在热滚之前加入消泡剂，若绝对必要，使用1-2滴即可。

2、热滚实验

（1）每种测试样品滚2个样品，每个样品350ml（1个实验室桶）；

（2）试样装入老化罐后，需充气加压至200psi，泄压，重新充气加压至200psi

（3）预先将烘箱加热至热滚所需温度。热滚后，使样品冷却，将钻井液缓慢倒入容器搅拌10min，使其混合均匀。若有必要，加入少量消泡剂。

3、钻井液性能测试：性能测试执行GB/T16783-2006钻井液现场测试第一部分：水基钻井液：

（1）密度的测试：含有空气的钻井液密度用加压钻井液密度计精确测定；

（2）流变性：测试温度120℉；10s,10min静切力必须记录3r/min的最大值；

（3）高温高压滤失量的测定：温度应与热滚温度一致。如果测量温度超过350℉，须同时使用玻璃纤维纸与标准滤纸。实验温度在149℃（300℉）以下，上端压力为600psi，底端回压为100psi，压差为500psi（3447kPa）；实验温度为149～232℃（300～450℉），最小回压见表2-1中的数据，以大于蒸汽压力为原则，压差均为500psi（3447kPa）。如测试温度为200℃时，最低回压为275psi（1896kPa），上端压力为775psi（5343kPa）；

（4）pH值的测定：取5ml钻井液用45ml去离子水稀释，测量稀释液的pH值。

按照以上实验程序和方法配制的密度为2.3g/cm³钻井液，不同测试温度的蒸汽压力及最下回压值见表2。

表2不同测试温度的蒸汽压力及最下回压值

在实验温度200℃下，分别测定16h、48h和168h后的老化情况，也即测试其抗温稳定性能，对比数据如表3所示。

表3抗温稳定性试验

从表3中可以看出：在200℃条件下，经过16h、48h和168h老化后，表观粘度和塑性粘度呈下降趋势，下降幅度不大；仍保持良好的流变性能。老化时间从16h增加到48h后钻井液的HPHT滤失量增加幅度较大，超过48h后HPHT滤失量增加幅度变小，钻井液处于稳定状态。

在高温高压下的流变性能情况：在实验温度200℃下，分别测定其16h、48h的高温高压流变性能，对比数据见表4所示。从表4中可以看出，本发明的甲酸盐钻井液体系具有较好的高温高压流变性能。

表4钻井液体系高温高压流变性能

。

实施例2~4按以下配方制备不同密度的抗高温高密度无固相甲酸盐钻井液体系

Claims

1.一种抗高温高密度无固相甲酸盐钻井液体系，其特征在于：由以下质量分数的组分制备：0.8~1.1%增粘剂、0.5~1.0%降滤失剂、1~2%第一暂堵剂、1.4~2.2%第二暂堵剂、0.4~0.9%缓冲剂、0.1~0.4%抗氧化剂、45~87%加重剂，余量为海水，体系密度为2.0~2.3g/cm³；其中，增粘剂为聚合物类增粘剂，降滤失剂为聚阴离子纤维素，第一暂堵剂为石墨，第二暂堵剂为碳酸钙，缓冲剂为碳酸钾和碳酸氢钾，抗氧化剂为氧化镁，加重剂为甲酸铯和甲酸钾；其制备方法如下：根据配方，称量各组分，先在高速剪切搅拌器中，以1000~2000rpm转速，将甲酸钾和甲酸铯混合搅拌10min，然后将转速提高至5000~7000rpm，每间隔5min依次缓慢加入增粘剂、降滤失剂、第一暂堵剂、缓冲剂、抗氧化剂、海水进行搅拌，第二暂堵剂在最后3min内添加，整个制备过程保证在45min内加完所有组分并混合均匀，即可。

2.如权利要求1所述的钻井液体系，其特征在于：所述钻井液体系由以下质量百分数的组分制备：0.99%增粘剂、0.75%降滤失剂、1.24%石墨、1.86%碳酸钙、0.37%碳酸钾、0.25%碳酸氢钾、0.25%氧化镁、52.5%甲酸铯、12.6%甲酸钾、海水为余量组成，密度为2.3g/cm³；制备方法如下：根据配方，称量各组分，先在高速剪切搅拌器中，以1500rpm转速，将甲酸钾和甲酸铯混合搅拌10min，然后将转速提高至6000rpm，每间隔5min依次缓慢加入增粘剂、降滤失剂、石墨、碳酸钾、碳酸氢钾、氧化镁、海水，碳酸钙在最后3min内添加，整个制备过程保证在45min内加完所有组分并混合均匀，即可。

3.如权利要求1所述的钻井液体系，其特征在于：每350mL密度为2.3g/cm³的所述钻井液体系由以下重量份的组分制备：735g甲酸铯、102.6g甲酸钾、3g碳酸钾、2g碳酸氢钾、8g增粘剂、6g降滤失剂、2g氧化镁、10g石墨、15g碳酸钙，余量为海水。

4.如权利要求1所述的钻井液体系，其特征在于：所述缓冲剂由碳酸钾和碳酸氢钾按质量比1~2:1组成。

5.如权利要求1或2或3所述的钻井液体系，其特征在于：所述增粘剂为聚合物类增粘剂Dristemp。

6.如权利要求1或2或3所述的钻井液体系，其特征在于：所述降滤失剂为超低粘度聚阴离子纤维素AntisolFL-10。

7.如权利要求1或2或3所述的钻井液体系，其特征在于：所述碳酸钙由BARACARB5、BARACARB25、BARACARB50三种粒径的碳酸钙按照质量比1:1:1组成。

8.如权利要求1或2所述的钻井液体系，其特征在于：所述制备过程中，组分混合过程的体系温度不高于66℃，当组分混合过程的体系温度大于45℃，用水浴冷却。