CN106198312A - 一种水基钻井液流型调节剂的评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种水基钻井液流型调节剂的评价方法，具体步骤如下：a、配制出密度为Ag/cm3的水基钻井液两份，在其中一份水基钻井液中以质量比计加入0.5%的流型调节剂，获得A水基钻井液和A润滑水基钻井液，将两份水基钻井液在130℃条件下分别热滚16h，备用；b、将热滚后的A水基钻井液和A润滑水基钻井液搅拌；c、再使用高温高压流变仪测定A水基钻井液表观粘度AV1，A润滑水基钻井液的表观粘度AV2；d、采用下述公式进行稀释效果评价：降低率α=
Description
技术领域
本发明涉及石油天然气钻井技术领域，确切地说涉及一种水基钻井液流型调节剂的评价方法。
背景技术
随着钻遇地层的日趋复杂，钻井工程对钻井液技术要求提出了更高的要求，尤其对于深井用高固相含量的钻井液，流变性、抑制性、抗温性成了其需满足的主要考核指标。降粘剂作为其中重要的处理剂，可以降低粘度，调节钻井液的流变性，是钻井过程中不可缺少的处理剂。
作者为刘卫红、许明标、陈强、黄治华、由福昌等在刊名为《钻井液与完井液》的期刊文献发表了一篇题名为“一种深水水基钻井液关键外加剂的优选评价”的论文，其主要内容是：钻井液对气体水合物的抑制性能和低温下良好的流变性能是深水钻井液的关键性能。通过对关键外加剂的优选,室内建立了一套用于2000 m深水钻井的水基钻井液体系,该钻井液采用反相微乳液聚合物增黏剂UFLOW及改性植物胶VIS-HX作为钻井液的流型调节剂,以热力学抑制剂NaCl和聚合醇配以动力学抑制剂聚乙烯吡咯烷酮(PVP)作为气体水合物抑制剂。该钻井液在低温下能保持良好的流变性能;同时在水深为2000 m、水温在3℃左右的环境下,该钻井液可抑制气体水合物的生成。
传统的降粘剂为木质素、栲胶类降粘剂，但是一般抗温效果不佳，并且稀释效果不稳定，当温度达到130℃，处理周期仅维持3天左右，而且处理量大，并且会对油气层带来破坏。传统的方法对流型调节剂的评价，仅仅局限于采用现有的六转速流变仪，评价手段有限，方法单一，不能很好的对流型调节剂进行评价。
发明内容
本发明旨在针对上述现有技术所存在的缺陷和不足，提供一种水基钻井液流型调节剂的评价方法，该评价方法测量的结果更能模拟井下实际情况，更具有代表性和科学依据。
本发明是通过采用下述技术方案实现的：
一种水基钻井液流型调节剂的评价方法，其特征在于：包括稀释效果评价和抗温性能评价两部分，其中：所述的稀释效果评价具体步骤如下：
a、配制出密度为Ag/cm3的水基钻井液两份，在其中一份水基钻井液中以质量比计加入0.5%的流型调节剂，获得A水基钻井液和A润滑水基钻井液，将两份水基钻井液在130℃条件下分别热滚16h，备用；
b、将热滚后的A水基钻井液和A润滑水基钻井液分别倒入搅拌器中，在11000转/分钟高速搅拌30分钟；
c、再使用130-77型高温高压流变仪在条件130℃、40MPa、350s-1条件下测定A水基钻井液表观粘度AV1，A润滑水基钻井液的表观粘度AV2；
d、采用下述公式进行稀释效果评价：
降低率α=,如果α≥20%，则该流型调节剂具有很好的稀释效果。
所述的抗温性能评价具体步骤如下：
a、配制出密度为Ag/cm3的水基钻井液两份，在两份水基钻井液中以质量比计分别加入0.5%的流型调节剂，获得A润滑水基钻井液一和A润滑水基钻井液二，将A润滑水基钻井液一在130℃条件下分别热滚16h，将A润滑水基钻井液二在130℃条件下分别热滚72h；
b、将热滚后的A润滑水基钻井液一和A润滑水基钻井液二分别倒入在搅拌器中，在11000转/分钟高速搅拌30分钟；
c、再使用130-77型高温高压流变仪在条件130℃、40MPa、350s-1条件下测定A润滑水基钻井液一表观粘度AV1，A润滑水基钻井液二的表观粘度AV2；
d、采用下述公式进行抗温性能评价：
降低率α=,如果α≤20%，则该流型调节剂具有很好的高温稳定特性。
所述的Ag/cm3的水基钻井液具体是2.20g/cm3的水基钻井液。
所述的130-77型高温高压流变仪是采用美国OFI公司生产的130-77型高温高压流变仪进行测量，其最高工作温度260℃，最高工作压力207MPa，剪切速度0~1700s-1之间可调。
所述的流型调节剂是由1～2重量份的硅氟稀释剂SF150、1~2重量份的甲基丙磺酸AB-201混合而成。
与现有技术相比，本发明所达到的有益效果如下：
1、该评价方法采用了美国OFI公司生产的130-77型高温高压流变仪，测量的结果更能模拟井下实际情况，更具有代表性和科学依据。
2、该评价方法从稀释性和抗温性两方面对流型调节剂进行了评价，比传统方法更加全面。
具体实施方式
实施例1
作为本发明的一较佳实施方式，其公开了一种水基钻井液流型调节剂的评价方法，包括稀释效果评价和抗温性能评价两部分，其中：所述的稀释效果评价具体步骤如下：
a、配制出密度为Ag/cm3的水基钻井液两份，在其中一份水基钻井液中以质量比计加入0.5%的流型调节剂，获得A水基钻井液和A润滑水基钻井液，将两份水基钻井液在130℃条件下分别热滚16h，备用；
b、将热滚后的A水基钻井液和A润滑水基钻井液分别倒入搅拌器中，在11000转/分钟高速搅拌30分钟；
c、再使用130-77型高温高压流变仪在条件130℃、40MPa、350s-1条件下测定A水基钻井液表观粘度AV1，A润滑水基钻井液的表观粘度AV2；
d、采用下述公式进行稀释效果评价：
降低率α=,如果α≥20%，则该流型调节剂具有很好的稀释效果。
所述的Ag/cm3的水基钻井液具体是2.20g/cm3的水基钻井液。
所述的130-77型高温高压流变仪是采用美国OFI公司生产的130-77型高温高压流变仪进行测量，其最高工作温度260℃，最高工作压力207MPa，剪切速度0~1700s-1之间可调。
所述的流型调节剂是由1～2重量份的硅氟稀释剂SF150、1~2重量份的甲基丙磺酸AB-201混合而成。
所述的硅氟降粘剂SF150是河北硅谷化工有限公司依据企业标准生产的产品，企业标准号为Q/HGH002-2015，企业标准名称为《SF150钻井液用硅氟降粘剂》。
所述的甲基丙磺酸AB-201是四川泓发油气田工程科技有限公司依据企业标准生产的产品，企业标准号为Q/ 74961404-7.51-2015，企业标准名称为《钻井液用高温稳定剂甲基丙磺酸（AB-201）》。
实施例2
作为本发明的最佳实施方式，其在实施例1的基础上，其还包括抗温性能评价，具体步骤如下：
a、配制出密度为Ag/cm3的水基钻井液两份，在两份水基钻井液中以质量比计分别加入0.5%的流型调节剂，获得A润滑水基钻井液一和A润滑水基钻井液二，将A润滑水基钻井液一在130℃条件下分别热滚16h，将A润滑水基钻井液二在130℃条件下分别热滚72h；
b、将热滚后的A润滑水基钻井液一和A润滑水基钻井液二分别倒入在搅拌器中，在11000转/分钟高速搅拌30分钟；
c、再使用130-77型高温高压流变仪在条件130℃、40MPa、350s-1条件下测定A润滑水基钻井液一表观粘度AV1，A润滑水基钻井液二的表观粘度AV2；
d、采用下述公式进行抗温性能评价：
降低率α=,如果α≤20%，则该流型调节剂具有很好的高温稳定特性。
所述的Ag/cm3的水基钻井液具体是2.20g/cm3的水基钻井液。
所述的130-77型高温高压流变仪是采用美国OFI公司生产的130-77型高温高压流变仪进行测量，其最高工作温度260℃，最高工作压力207MPa，剪切速度0~1700s-1之间可调。
所述的流型调节剂是由1～2重量份的硅氟稀释剂SF150、1~2重量份的甲基丙磺酸AB-201混合而成。
本评价方法采用了美国OFI公司生产的130-77型高温高压流变仪，测量的结果更能模拟井下实际情况，更具有代表性和科学依据。
本评价方法从稀释性和抗温性两方面对流型调节剂进行了评价，比传统方法更加全面。
Claims (4)
1.一种水基钻井液流型调节剂的评价方法，其特征在于：包括稀释效果评价和抗温性能评价两部分，其中：所述的稀释效果评价具体步骤如下：
a、配制出密度为Ag/cm3的水基钻井液两份，在其中一份水基钻井液中以质量比计加入0.5%的流型调节剂，获得A水基钻井液和A润滑水基钻井液，将两份水基钻井液在130℃条件下分别热滚16h，备用；
b、将热滚后的A水基钻井液和A润滑水基钻井液分别倒入搅拌器中，在11000转/分钟高速搅拌30分钟；
c、再使用130-77型高温高压流变仪在条件130℃、40MPa、350s-1条件下测定A水基钻井液表观粘度AV1，A润滑水基钻井液的表观粘度AV2；
d、采用下述公式进行稀释效果评价：
降低率α=,如果α≥20%，则该流型调节剂具有很好的稀释效果。
2.根据权利要求1所述的一种水基钻井液流型调节剂的评价方法，其特征在于：所述的抗温性能评价具体步骤如下：
a、配制出密度为Ag/cm3的水基钻井液两份，在两份水基钻井液中以质量比计分别加入0.5%的流型调节剂，获得A润滑水基钻井液一和A润滑水基钻井液二，将A润滑水基钻井液一在130℃条件下分别热滚16h，将A润滑水基钻井液二在130℃条件下分别热滚72h；
b、将热滚后的A润滑水基钻井液一和A润滑水基钻井液二分别倒入在搅拌器中，在11000转/分钟高速搅拌30分钟；
c、再使用130-77型高温高压流变仪在条件130℃、40MPa、350s-1条件下测定A润滑水基钻井液一表观粘度AV1，A润滑水基钻井液二的表观粘度AV2；
d、采用下述公式进行抗温性能评价：
降低率α=,如果α≤20%，则该流型调节剂具有很好的高温稳定特性。
3.根据权利要求1所述的一种水基钻井液流型调节剂的评价方法，其特征在于：所述的Ag/cm3的水基钻井液具体是2.20g/cm3的水基钻井液。
4.根据权利要求1所述的一种水基钻井液流型调节剂的评价方法，其特征在于：所述的流型调节剂是由1～2重量份的硅氟稀释剂SF150、1~2重量份的甲基丙磺酸AB-201混合而成。
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