CN106318348B - 一种抗稠油污染钻井液 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及石油钻井工程用钻井液技术领域，具体公开了一种抗稠油污染钻井液。该钻井液由水、钠基膨润土、碳酸钠、羧甲基纤维素钠盐、低黏聚阴离子纤维素、降滤失剂A、磺化酚醛树脂、磺化褐煤、工业盐、乳化剂B、乳化剂C、重晶石，经混合后调pH值为10～11，之后经高温老化得到。本发明提供的抗稠油污染钻井液通过以上原料的合理复配，协同作用，在保持良好流变性的同时，还显著提高了稠油的容量限，钻井液受25%稠油污染后，仍具有良好的流变性和滤失性，有效降低了钻井液黏度，消除了糊振动筛现象。

Description

一种抗稠油污染钻井液
技术领域
本发明涉及石油钻井工程用钻井液技术领域，具体涉及一种抗稠油污染钻井液。
背景技术
随着常规石油的可采储量日益减少，稠油(也称为重油)因其具有比常规石油资源高数倍的资源潜力，越来越受到人们的关注，正在成为全球常规石油资源的重要替补能源。根据有关资料统计，全球剩余石油资源中稠油占70％以上，含重油盆地共有192个，原始地质储量为4.9×1011t。重油和沥青资源显示出集中分布的特点，目前世界上已探明的重油资源主要集中在委内瑞拉、前苏联、美国及加拿大等国，全球约90％的超重油分布在东委内瑞拉盆地的Orinoco重油带，储量达1.8×1010t，约81％的可采天然沥青分布在加拿大的艾伯塔省。
我国已发现的稠油资源量也很丰富，发现的稠油油田已有20余个，分布在辽河、胜利、新疆、内蒙、吉林等地区，预计中国重油沥青资源量可达300×108t以上。在已探明的重油储量中，普通稠油占74.7％，特稠油占14.4％，超稠油占10.9％，已超过全国常规石油储量，预计今后还会有新的增长。近几年在大庆油田、河南、内蒙二连地区已发现重要的稠油油藏；在江汉油田、安徽、四川西北部等地区也发现稠油资源，并进行了开发。
在开发稠油的过程中，钻井时遇到的最大问题就是稠油侵入钻井液，造成钻井无法安全、顺利进行。如在墨西哥湾海上油田，多口井被迫侧钻或井眼报废。稠油污染问题主要表现在：(1)钻井液性能恶化，漏斗黏度、切力骤增，甚至失去流动性；(2)堵塞振动筛筛布，导致钻井液跑浆，增加钻井液成本；(3)稠油在套管外壁、井壁上形成一层油膜影响水泥浆与套管、地层的胶结，影响固井施工，导致固井质量较差。上述问题的存在，易造成环空堵塞，诱发井喷或漏失等复杂情况，影响钻井施工安全。
现在，现场钻井施工时常使用原油作为润滑剂，钻井液中原油含量一般为3％～8％，能够形成稳定的乳状液，但该技术无法解决钻遇稠油层时稠油大量侵入造成的钻井液流变性难以控制的问题；而常规的水包油钻井液，为了满足在低压易漏地层安全钻井的目的，因此一般使用轻质油如柴油或白油作为油相，密度较低。《钻采工艺》2012年第4期，“稠油污染钻井液的处理技术”一文介绍了现场处理稠油侵入钻井液的方法，一种方法是机械、排放或置换法，仅在稠油侵入速度慢、侵入量低时适用；另一种方法是乳化分散法，该方法使用高达5％～20％的柴油对稠油进行分散，然后乳化，该方法由于柴油的密度低、用量大，会造成钻井液密度进一步降低，需要频繁调整钻井液密度，存在不能平衡地层压力，诱发井壁失稳、井涌甚至井喷的危险，同时添加大量的柴油还会对钻井液造成二次污染，也增加了钻井用成本。因此，现有的钻井液不能很好地满足稠油油藏钻井作业过程中处理稠油污染的要求，钻井液面临着保持良好流变性的同时需提高稠油容量限的难题。
发明内容
本发明的目的是提供一种抗稠油污染钻井液，在保持良好流变性的同时，还显著提高稠油的容量限，钻井液受25％稠油污染后，仍具有良好的流变性和滤失性，有效降低了钻井液黏度，消除了糊振动筛现象。
为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：一种抗稠油污染钻井液，由以下原料：水、钠基膨润土、碳酸钠、羧甲基纤维素钠盐、低黏聚阴离子纤维素、降滤失剂A、磺化酚醛树脂、磺化褐煤、工业盐、乳化剂B、乳化剂C、重晶石，经混合后调pH值为10～11，之后经高温老化得到抗稠油污染钻井液；其中，各原料的用量为：以水的重量计，钠基膨润土用量为水重量的2％～4％，碳酸钠用量为钠基膨润土重量的5％，羧甲基纤维素钠盐用量为水重量的0.5％～0.7％，低黏聚阴离子纤维素用量为水重量的0.2％～0.5％，降滤失剂A用量为水重量的0.3％～0.5％，磺化酚醛树脂用量为水重量的2％～3％，磺化褐煤用量为水重量的2％～3％，工业盐用量为水重量的20％，乳化剂B用量为水重量的0.5％～1.5％，乳化剂C用量为水重量的0.5％～1％，重晶石用量为水重量的8.8％～97.5％。
所述降滤失剂A的结构式为式Ⅰ所示：
Figure BDA0000738389800000031
式Ⅰ中，x＝14～22，y＝2～12，z＝4～10，r＝0.42。
所述降滤失剂A通过以下方法制得：将2-甲基-2-丙烯酰氧丙基磺酸、丙烯酰胺、丙烯酸、2-羟基-3-甲基丙烯酰氧丙基三甲基氯化铵，以2-甲基-2-丙烯酰氧丙基磺酸:丙烯酰胺:丙烯酸:2-羟基-3-甲基丙烯酰氧丙基三甲基氯化铵＝(10～20):(10～15):(2～8):1的质量比混合，配制成水溶液，调节水溶液的pH值为9.0～11.0，然后加入聚合反应引发剂，进行聚合反应，聚合反应的起始温度为20～50℃，聚合时间为5～30分钟，将聚合产物造粒、烘干、粉碎得到所述降滤失剂A。
所述乳化剂B为非离子型表面活性剂。
所述乳化剂C为非离子型表面活性剂。
进一步优选，所述乳化剂B是山东得顺源石油科技有限公司产品，产品代号DSY-1。
所述乳化剂C是中国石油集团工程技术研究院产品，产品代号DREM-1。
本发明提供的抗稠油污染钻井液，钠基膨润土作为配浆材料，钠基膨润土水化后增加黏度和切力，提高井眼净化能力，利于形成泥饼；羧甲基纤维素钠盐、低黏聚阴离子纤维素在井壁上形成低渗透率、柔韧、薄而致密的泥饼，降低钻井液的中压滤失量；降滤失剂A在高盐、高温环境下可提高钻井液液相黏度，进一步降低钻井液的滤失量；磺化酚醛树脂、磺化褐煤协同作用可提高钻井液的抗温能力，降低钻井液高温高压滤失量；加入工业盐降低钻井液中惰性固相含量，减弱稠油对重晶石的黏结，利于钻井液稳定，并调节钻井液流变性；乳化剂B和乳化剂C配合使用，降低油水界面张力的同时，还可以增强界面膜的强度，使稠油油珠在由黏土和聚合物形成的高黏度水相中稳定、不易聚结；重晶石用于调节钻井液的密度，以达到近平衡钻进，保证钻井施工安全。
本发明提供的抗稠油污染钻井液通过以上原料的合理复配，协同作用，其抗温能力可达120℃，可控密度范围为1.20～1.70g/cm3。经现场应用测试，当稠油侵入时，钻井液黏度变化不大，流变性能基本不受影响，糊振动筛筛布、钻井液跑浆等问题未发生。本发明钻井液在保持良好流变性的同时，还显著提高了稠油的容量限，钻井液受25％稠油污染后，仍具有良好的流变性和滤失性，有效降低了钻井液黏度，消除了糊振动筛现象。与《钻采工艺》2012年第4期“稠油污染钻井液的处理技术”中介绍的相同密度的聚磺钾盐钻井液相比，具有更好的抗稠油污染能力，可有效解决现有的聚磺钾盐钻井液使用柴油分散稠油、乳化能力低，难以抵抗大量稠油污染的问题。
具体实施方式
下面通过具体实施例对本发明的技术方案进行详细说明。
制备例1
制备降滤失剂A1：将2-甲基-2-丙烯酰氧丙基磺酸26.0克、丙烯酰胺39.0克、丙烯酸20.0克和2-羟基-3-甲基丙烯酰氧丙基三甲基氯化铵2.6克在室温下配制成水溶液，用氢氧化钠调整水溶液的pH值到9.0，然后加入过硫酸铵0.05克和亚硫酸氢钠0.05克引发聚合，聚合反应的起始温度为20℃，聚合时间为5分钟，将产物造粒、烘干、粉碎即得降滤失剂A1，其结构式如下：
Figure BDA0000738389800000041
制备例2
制备降滤失剂A2：将2-甲基-2-丙烯酰氧丙基磺酸56.0克、丙烯酰胺28.0克、丙烯酸10.0克和2-羟基-3-甲基丙烯酰氧丙基三甲基氯化铵2.8克在室温下配制成水溶液，用氢氧化钠调整水溶液的pH值到11.0，然后加入过硫酸钾0.2克和硫代硫酸钠0.2克引发聚合，聚合反应的起始温度为50℃，聚合时间为20分钟，将产物造粒、烘干、粉碎即得降滤失剂A2，其结构式如下：
Figure BDA0000738389800000051
实施例1
取400克清水，高速搅拌条件下向清水中加入16.0克钠基膨润土和0.8克碳酸钠，搅拌20分钟，室温密闭养护24小时，得到基浆；取上述基浆，在高速搅拌条件下依次加入羧甲基纤维素钠盐2.8克、低黏聚阴离子纤维素1.2克、降滤失剂A12.0克、磺化酚醛树脂8.0克、磺化褐煤8.0克，搅拌20分钟；然后加入工业盐80.0克，高速搅拌充分溶解，再依次加入乳化剂B 2.0克、乳化剂C 2.0克、重晶石35.0克，之后用氢氧化钠调节pH值为11，装入老化罐内经120℃、高温老化16小时，得到密度为1.20g/cm3的抗稠油污染钻井液。
实施例2、3的制备方法与实施例1相同，清水的用量均为400克，工业盐的用量均为80克，其他原料及用量见表1所示，表1中各原料的用量单位均为克。
表1
Figure BDA0000738389800000052
Figure BDA0000738389800000061
注：LV-CMC为羧甲基纤维素钠盐，LV-PAC为低黏聚阴离子纤维素、SMP为磺化酚醛树脂，SMC为磺化褐煤。
实施例1-3制得的抗稠油污染钻井液的性能测试结果见表2所示。
表2
Figure BDA0000738389800000062
注：AV为表观黏度，PV为塑性黏度，YP为动切力，Gel为钻井液10秒及10分钟的静切力，FL为中压滤失量。
由表2数据可知，实施例1-3制得的抗稠油污染钻井液具有良好的流变性和滤失性；密度在1.20～1.70g/cm3之间，可满足在不同地层压力条件下安全钻进的要求。
对比例
采用《钻采工艺》2012年第4期“稠油污染钻井液的处理技术”一文中的相同密度的聚磺钾盐钻井液，其配方组成为：400mL 3％基浆、0.2％Na2CO3、0.4％NaOH、1％XNPAC(L)、7％KCl、15％NaCl、4％XNJS、4％NBGS-2、2％超细碳酸钙、0.5％乳化剂、2％JHC、3％润滑剂、5％柴油、205克重晶石，搅拌20分钟，装入老化罐内经120℃、高温老化16小时得到密度为1.50g/cm3的钻井液。
测定该钻井液的性能，见表3所示。
表3
Figure BDA0000738389800000063
分别在本发明实施例2和对比例的钻井液中添加TK211井稠油(稠油组成为：沥青质35.65％，胶质22.96％)，观察钻井液对稠油的乳化情况并测定钻井液的性能，考察钻井液抗稠油污染能力，实验结果见表4。
表4
Figure BDA0000738389800000071
由表4可见，本发明实施例2钻井液在受到25％稠油污染后的表观黏度、塑性黏度显著低于对比例，说明本发明实施例2的钻井液具有良好的抗稠油污染能力。
试验例
采用本发明实施例2提供的钻井液在中原油区胡状区块的胡5-侧144井进行了现场应用试验。该井钻至2300m发生稠油侵入污染钻井液，钻井液黏度升高，糊振动筛现象严重。改用实施例2的钻井液后，钻井液黏度降低，滤失量降低，振动筛保持清洁，实施例2钻井液应用前后的钻井液性能测试数据见表5。
表5
Figure BDA0000738389800000072
由表5中数据可知，胡5-侧144井采用本发明实施例2的钻井液后，表观黏度、塑性黏度、动切力、静切力、漏斗黏度(Fv)均明显下降，有效解决了由于稠油污染造成的钻井液黏度增高、以及振动筛糊筛等情况。
综上所述，本发明的钻井液中不需加入柴油，与《钻采工艺》2012年第4期“稠油污染钻井液的处理技术”中的相同密度聚磺钾盐钻井液相比，本发明的钻井液具有更优良的抗稠油污染能力，流变性好，稠油的容量限可达25％。

Claims (4)

1.一种抗稠油污染钻井液，其特征在于，由以下原料：水、钠基膨润土、碳酸钠、羧甲基纤维素钠盐、低黏聚阴离子纤维素、降滤失剂A、磺化酚醛树脂、磺化褐煤、工业盐、乳化剂B、乳化剂C、重晶石，经混合后调pH值为10～11，之后经高温老化得到抗稠油污染钻井液；其中，各原料的用量为：以水的重量计，钠基膨润土用量为水重量的2％～4％，碳酸钠用量为钠基膨润土重量的5％，羧甲基纤维素钠盐用量为水重量的0.5％～0.7％，低黏聚阴离子纤维素用量为水重量的0.2％～0.5％，降滤失剂A用量为水重量的0.3％～0.5％，磺化酚醛树脂用量为水重量的2％～3％，磺化褐煤用量为水重量的2％～3％，工业盐用量为水重量的20％，乳化剂B用量为水重量的0.5％～1.5％，乳化剂C用量为水重量的0.5％～1％，重晶石用量为水重量的8.8％～97.5％；乳化剂B为非离子型表面活性剂，乳化剂C为非离子型表面活性剂，降滤失剂A的结构式为式Ⅰ所示：
Figure FDA0002717054490000011
式Ⅰ中，x＝14～22，y＝2～12，z＝4～10，r＝0.42。
2.根据权利要求1所述的抗稠油污染钻井液，其特征在于，所述降滤失剂A通过以下方法制得：将2-甲基-2-丙烯酰氧丙基磺酸、丙烯酰胺、丙烯酸、2-羟基-3-甲基丙烯酰氧丙基三甲基氯化铵，以2-甲基-2-丙烯酰氧丙基磺酸:丙烯酰胺:丙烯酸:2-羟基-3-甲基丙烯酰氧丙基三甲基氯化铵＝(10～20):(10～15):(2～8):1的质量比混合，配制成水溶液，调节水溶液的pH值为9.0～11.0，然后加入聚合反应引发剂，聚合反应的起始温度为20～50℃，聚合时间为5～30分钟，将聚合产物造粒、烘干、粉碎得到所述降滤失剂A。
3.根据权利要求1所述的抗稠油污染钻井液，其特征在于，所述乳化剂B是山东得顺源石油科技有限公司产品，产品代号DSY-1。
4.根据权利要求1所述的抗稠油污染钻井液，其特征在于，所述乳化剂C是中国石油集团工程技术研究院产品，产品代号DREM-1。
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