CN107043616A - 一种深水白油平板流油基钻井液 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种深水白油平板流油基钻井液，在不同的温度下的塑性粘度和动切力非常稳定，不会随着温度的变化而产生很大的改变。此外，该钻井液的高压失水量较现有的钻井液显著降低，最高也仅仅为2.6mL。深水白油平板流油基钻井液的YP值随温度增加呈降低趋势，但降幅很小，温度从4℃升至70℃，YP值仅从11降至9，可以满足深水钻井对钻井液的要求。深水白油平板流油基钻井液在4℃、25℃、65℃三个温度的YP、3rmp和终切值几乎不随温度变化；该钻井液体系分别经过页岩钻屑侵污、海水侵污和硫酸钙侵污后，性能变化不大，且性能几乎不随温度变化，证明该深水白油平板流油基钻井液具有较好的抗污染性能。

Description

一种深水白油平板流油基钻井液
技术领域
本发明涉及钻井技术领域，尤其涉及一种深水白油平板流油基钻井液。
背景技术
钻井液是指在油气钻井过程中以其多种功能满足钻井工作需要的各种循环流体的总称，其主要是具有携带和悬浮岩屑、稳定井壁、平衡地层压力、冷却和润滑钻具、传递水动力以及保护油气层等作用，是钻井工程技术的重要组成部分。
随着海洋勘探开发的不断进行，海洋钻井已经逐步由浅水向深水和超深水发展。深水钻井一般指钻井水域水深超过500m，水深大于1500米时为超深水钻井。然而深水钻井时，由于深水近海底温度很低，使钻井液黏度增大，甚至难以流动，由此可能引发井漏、当量循环密度增大以及压力控制难等一系列问题。在钻遇复杂地层时，对钻井液的要求更高，此种情况下一般采用油基钻井液或合成基钻井液来解决。
虽然，目前关于油基钻井液和合成基钻井液的研究已经取得了一定的进展。但是，现有的油基钻井液和合成基钻井液却普遍存在这一个问题，钻井液的粘度对温度比较敏感，随着温度的变化波动很大。
发明内容
本发明的目的在于提供一种深水白油平板流油基钻井液，得到的钻井液的粘度不会随着温度的变化而变化。
本发明提供了一种深水白油平板流油基钻井液，包含以下质量份数的组分：
其中，所述无机氯盐和水的质量比为(20～35):(65～80)。
优选的，所述主乳化剂包含油酸、二聚酸和妥儿油脂肪酸，所述油酸、二聚酸和妥儿油脂肪酸的质量比为(20～40):(10～40):(20～40)。
优选的，所述辅乳化剂由包含油酸、妥儿油脂肪酸、二乙醇胺和三乙醇胺的原料制备得到，所述油酸、妥儿油脂肪酸、二乙醇胺和三乙醇胺的质量比为(15～25):(20～30):(25～35):(20～30)。
优选的，所述流型调节剂由包含丙烯酸、苯乙烯和马来酸酐的原料制备得到，所述丙烯酸、苯乙烯和马来酸酐的质量比为(25～35):(35～45):(25～35)。
优选的，所述碱度调节剂为氧化钙、氧化镁、氢氧化钙和氢氧化镁中的一种或几种。
优选的，所述降滤失剂为磺化沥青、改性磺化沥青、天然沥青、乳化沥青和腐殖酸酰胺树脂中的一种或几种。
优选的，所述加重剂为重晶石和/或石灰石。
优选的，所述无机氯盐为碱金属氯化物和/或碱土金属氯化物。
优选的，所述无机氯盐为氯化钙、氯化钠和氯化钾中的一种或几种。
本发明提供了一种深水白油平板流油基钻井液，包含主乳化剂、辅乳化剂、流型调节剂、碱度调节剂、有机彭润土、降滤失剂、加重剂、无机氯盐水溶液和白油组分。本发明提供的深水白油平板流油基钻井液具有优异的稳定性和抗污染性。由实施例的实验结果可知，深水白油平板流油基钻井液在不同的温度下(4℃、25℃、65℃)的塑性粘度和动切力非常稳定，不会随着温度的变化而产生很大的改变。此外，高压失水量较现有的钻井液显著降低，最高也仅仅为2.6mL。深水白油平板流油基钻井液的YP值随温度增加呈降低趋势，但降幅很小，温度从4℃升至70℃，YP值仅从11降至9，可以满足深水钻井对钻井液的要求。深水白油平板流油基钻井液在4℃、25℃、65℃三个温度的YP、3rmp和终切值几乎不随温度变化；该钻井液体系分别经过页岩钻屑侵污、海水侵污和硫酸钙侵污后，性能变化不大，且性能几乎不随温度变化，证明该深水白油平板流油基钻井液具有较好的抗污染性能。
附图说明
图1为实施例1深水白油平板流油基钻井液YP值随温度的变化曲线；
图2为实施例1深水白油平板流油基钻井液的抗污染性能。
具体实施方式
本发明提供了一种深水白油平板流油基钻井液，包含以下质量份数的组分：
其中，所述无机氯盐和水的质量比为(20～35):(65～80)。
在本发明中，所述深水白油平板流油基钻井液包含100份白油。本发明对所述白油的来源没有特殊要求，采用市售的白油即可。在本发明中，所述白油可具体为3#白油或5#白油。
以100份白油为基准，本发明提供的深水白油平板流油基钻井液包含0.4～3份主乳化剂，优选为0.8～2.5份，更优选为1.5～2份。在本发明中，所述主乳化剂优选包含油酸、二聚酸和妥儿油脂肪酸，所述油酸、二聚酸和妥儿油脂肪酸的质量比优选为(20～40):(10～40):(20～40)，更优选为(25～35):(15～35):(25～35)，最优选为(28～32):(20～30):(28～32)。
以100份白油为基准，本发明提供的深水白油平板流油基钻井液包含0.1～1份辅乳化剂，优选为0.3～0.8份，更优选为0.5～0.7份。本发明中，所述辅乳化剂优选由包括油酸、妥儿油脂肪酸、二乙醇胺和三乙醇胺的原料制备得到，制备所述辅乳化剂的方法优选包括以下步骤：
在真空条件下，将油酸、妥儿油脂肪酸、二乙醇胺和三乙醇胺进行热混合，得到热混合物；
对热混合物进行加热处理，得到辅乳化剂。
本发明在真空条件下，将油酸、妥儿油脂肪酸、二乙醇胺和三乙醇胺进行热混合，得到热混合物。在本发明中，所述热混合过程为几种原料物质的酰胺化过程。本发明优选先将油酸和妥儿油脂肪酸混合，再与二乙醇胺和三乙醇胺进行混合。在本发明中，所述真空条件的真空度优选的小于等于-0.1MPa，更优选的小于等于-0.2MPa，最优选的-1～-0.3MPa。在本发明中，所述热混合的温度优选为110～130℃，更优选为115～125℃，最优选为118～123℃；所述热混合的时间优选为2～8小时，更优选为3～7小时，最优选为4～6小时。
在本发明中，所述油酸、妥儿油脂肪酸、二乙醇胺和三乙醇胺的质量比优选为(15～25):(20～30):(25～35):(20～30)，更优选为(17～23):(22～28):(27～33):(22～28)，最优选为(19～21):(24～26):(29～31):(24～26)。
得到热混合物后，本发明对所述热混合物进行加热处理，得到辅乳化剂。在本发明中，所述加热处理为热混合物的环化过程。在本发明中，所述加热处理的温度优选为350～370℃，更优选为355～365℃，最优选为358～363℃；所述加热处理的时间优选为2～8小时，更优选为3～7小时，最优选为4～6小时。
以100份白油为基准，本发明提供的深水白油平板流油基钻井液包含2～4份流型调节剂，优选为2.5～3.5份，更优选为2.8～3.3份。本发明中，所述流型调节剂优选由包括丙烯酸、苯乙酸和马来酸酐的原料制备得到，所述流型调节剂的制备方法优选包括以下步骤：
将丙烯酸和苯乙烯混合进行一级加热处理，得到一级热混物；
对所述一级热混物和马来酸酐进行二级加热处理，得到流型调节剂。
本发明将丙烯酸和苯乙烯混合进行一级加热处理，得到一级热混物。在本发明中，所述一级加热处理的温度优选为80～100℃，更优选为85～95℃，最优选为90～92℃；所述一级加热处理的时间优选为50～70分钟，更优选为55～65分钟，最优选为58～63分钟。在本发明中，所述丙烯酸和苯乙烯的质量比优选为(25～35):(35～45)，更优选为(28～33):(38～43)，最优选为(30～31):(39～41)。
得到一级热混物后，本发明对所述一级热混物和马来酸酐进行二级加热处理，得到流型调节剂。在本发明中，所述二级加热处理的温度优选为150～170℃，更优选为155～165℃，最优选为158～163℃；所述二级加热处理的时间优选为170～200分钟，更优选为175～195分钟，最优选为180～190分钟。在本发明中，所述苯乙烯和马来酸酐的质量比优选为(35～45):(25～35)，更优选为(38～43):(27～33)，最优选为(39～41):(29～31)。
以100份白油为基准，本发明提供的深水白油平板流油基钻井液包含1～3份碱度调节剂，优选为1.5～2.5份，更优选为1.8～2.3份。在本发明中，所述碱度调节剂优选为氧化钙、氧化镁、氢氧化钙和氢氧化镁中的一种或几种。在本发明中，当所述碱度调节剂为氧化钙、氧化镁、氢氧化钙和氢氧化镁中的两种时，两种组分(较大分子量组分:较小分子量组分)的质量分配优选为1:1、2:1、1:2、1:3或3:1。在本发明中，当所述碱度调节剂为氧化钙、氧化镁、氢氧化钙和氢氧化镁中的三种时，三种组分(较大分子量组分:较小分子量组分:最小分子量组分)的质量比例优选为(1～5):(1～5):(1～5)，更优选为(2～4):(2～3):(2～3)，最优选为1:1:1。在本发明中，当所述碱度调节剂优选为氧化钙、氧化镁、氢氧化钙和氢氧化镁四种物质的混合物时，氧化钙、氧化镁、氢氧化钙和氢氧化镁的质量比例优选为1:1:1:1。
以100份白油为基准，本发明提供的深水白油平板流油基钻井液包含0.5～2份有机膨润土，优选为0.8～1.8份，更优选为1～1.5份。本发明对所述有机膨润土的来源没有特殊要求，具体的可以为市售的有机膨润土。
以100份白油为基准，本发明提供的深水白油平板流油基钻井液包含1～3份降滤失剂，优选为1.5～2.5份，更优选为1.8～2.3份。在本发明中，所述降滤失剂优选为磺化沥青、改性磺化沥青、乳化沥青、天然沥青和腐殖酸酰胺树脂中的一种或几种。
在本发明中，当所述降滤失剂为磺化沥青、改性磺化沥青、乳化沥青、天然沥青和腐殖酸酰胺树脂中的两种时，两种组分(较大分子量组分:较小分子量组分)的质量分配优选为1:1、2:1、1:2、1:3或3:1。在本发明中，当所述降滤失剂为磺化沥青、改性磺化沥青、乳化沥青、天然沥青和腐殖酸酰胺树脂中的三种时，三种组分(较大分子量组分:较小分子量组分:最小分子量组分)的质量比例优选为(1～5):(1～5):(1～5)，更优选为(2～4):(2～3):(2～3)，最优选为1:1:1。在本发明中，当所述降滤失剂为磺化沥青、改性磺化沥青、乳化沥青、天然沥青和腐殖酸酰胺树脂中的四种或五种物质的混合物时，各物质的添加量相等。本发明对所述磺化沥青、改性磺化沥青、乳化沥青、天然沥青和腐殖酸酰胺树脂的来源没有特殊限定，具体的可以为上述物质的市售产品。
以100份白油为基准，本发明提供的深水白油平板流油基钻井液包含10～300份加重剂，优选为50～250份，更优选为100～200份。在本发明中，所述加重剂优选为重晶石和/或石灰石。
以100份白油为基准，本发明提供的深水白油平板流油基钻井液包含15～25份无机氯盐和水，优选为18～23份，更优选为19～20份。在本发明中，所述无机氯盐为碱金属氯化物和/或碱土金属氯化物，更优选为氯化钙、氯化钠和氯化钾中的一种或几种。在本发明中，所述无机氯盐和水的质量比为(20～35):(65～80)，优选为(22～33):(77～88)，更优选为(25～30):(70～75)。在本发明中，所述无机氯盐和水优选以无机氯盐水溶液的形式进行添加，所述无机氯盐水溶液的质量浓度优选为20～35％，更优选为22～33％，最优选为25～30％。
本发明对所述深水白油平板流油基钻井液的制备方法没有特殊要求，直接将所述主乳化剂、辅乳化剂、流型调节剂、碱度调节剂、有机彭润土、降滤失剂、加重剂、无机氯盐水溶液和白油混合后使用即可。
下面结合实施例对本发明提供的深水白油平板流油基钻井液进行详细的说明，但是不能把它们理解为对本发明保护范围的限定。
在下述实施例中，所述份如无特殊说明均为质量份。
实施例1
将油酸、二聚酸和妥儿油脂肪酸按照质量比20:40:20进行混合，得到主乳化剂。
20份的油酸和25份的妥儿油脂肪酸加热至120℃，密闭抽真空(真空度-0.1MPa)吸入30份二乙醇胺和25份三乙醇胺，保温反应2h后，再继续升温至360℃(加热时间为2h)，保温反应6h，冷却出料得到辅乳化剂。
将30份丙烯酸和40份苯乙烯混合搅拌均匀后，加热至90℃，反应1h后，加入30份马来酸酐后加热至160℃，保温反应3h，冷却出料即得流型调节剂。
将100份3#白油、2份的主乳化剂、1份的辅乳化剂、2份流型调节剂、1.0份的氧化钙、1.5份的彭润有机土、3份的改性磺化沥青、20份26％的氯化钙水溶液、63份的重晶石混合，得到ρ＝1.3g/cm3的深水白油平板流油基钻井液。
实施例2
将油酸、二聚酸和妥儿油脂肪酸按照质量比20:10:20进行混合，得到主乳化剂。
15份的油酸和20份的妥儿油脂肪酸加热至120℃，密闭抽真空(真空度-0.1MPa)吸入35份二乙醇胺和30份三乙醇胺，保温反应2h后，再继续升温至360℃(加热时间为2h)，保温反应6h，冷却出料得到辅乳化剂。
将30份丙烯酸和40份苯乙烯混合搅拌均匀后，加热至90℃，反应1h后，加入35份马来酸酐后加热至160℃，保温反应3h，冷却出料即得流型调节剂。
将100份3#白油、2份的主乳化剂、1份的辅乳化剂、2份的流型调节剂、1份的氧化镁、1.5份的彭润有机土、3份的天然沥青、20份26％的氯化钙水溶液、99份的重晶石混合，得到ρ＝1.5g/cm3的深水白油平板流油基钻井液。
实施例3
将油酸、二聚酸和妥儿油脂肪酸按照质量比20:20:20进行混合，得到主乳化剂。
25份的油酸和30份的妥儿油脂肪酸加热至120℃，密闭抽真空(真空度-0.1MPa)吸入30份二乙醇胺和25份三乙醇胺，保温反应2h后，再继续升温至360℃(加热时间为2h)，保温反应6h，冷却出料得到辅乳化剂。
将30份丙烯酸和40份苯乙烯混合搅拌均匀后，加热至90℃，反应1h后，加入25份马来酸酐后加热至160℃，保温反应3h，冷却出料即得流型调节剂。
将100份3#白油、2.4份的主乳化剂、0.6份的辅乳化剂、2份的流型调节剂、1.0份的氢氧化钙、1.5份的彭润有机土、3份的腐殖酸酰胺树脂、20份26％的氯化钙水溶液、164份的重晶石混合，得到ρ＝1.8g/cm3的深水白油平板流油基钻井液。
实施例4
将油酸、二聚酸和妥儿油脂肪酸按照质量比20:30:20进行混合，得到主乳化剂。
20份的油酸和25份的妥儿油脂肪酸加热至120℃，密闭抽真空(真空度-0.1MPa)吸入35份二乙醇胺和20份三乙醇胺，保温反应2h后，再继续升温至360℃(加热时间为2h)，保温反应6h，冷却出料得到辅乳化剂。
将30份丙烯酸和45份苯乙烯混合搅拌均匀后，加热至90℃，反应1h后，加入30份马来酸酐后加热至160℃，保温反应3h，冷却出料即得流型调节剂。
将100份5#白油、2.4份的主乳化剂、0.6份的辅乳化剂、3份的流型调节剂、1.5份的氢氧化镁、1份的彭润有机土、3份的磺化沥青、20份26％的氯化钙水溶液、247份的重晶石混合，得到ρ＝2.10g/cm3的深水白油平板流油基钻井液。
实施例5
将油酸、二聚酸和妥儿油脂肪酸按照质量比40:10:30进行混合，得到主乳化剂。
22份的油酸和23份的妥儿油脂肪酸加热至120℃，密闭抽真空(真空度-0.1MPa)吸入32份二乙醇胺和28份三乙醇胺，保温反应2h后，再继续升温至360℃(加热时间为2h)，保温反应6h，冷却出料得到辅乳化剂。
将25份丙烯酸和40份苯乙烯混合搅拌均匀后，加热至90℃，反应1h后，加入30份马来酸酐后加热至160℃，保温反应3h，冷却出料即得流型调节剂。
将100份3#白油、2.2份的主乳化剂、0.8份的辅乳化剂、2份的流型调节剂、1份的氧化钙、1.5份的彭润有机土、1.8份的腐殖酸酰胺树脂、20份26％的氯化钠水溶液、99份的重晶石混合，得到ρ＝1.50g/cm3的深水白油平板流油基钻井液。
实施例6
将油酸、二聚酸和妥儿油脂肪酸按照质量比20:10:20进行混合，得到主乳化剂。
15份的油酸和20份的妥儿油脂肪酸加热至120℃，密闭抽真空(真空度-0.1MPa)吸入35份二乙醇胺和30份三乙醇胺，保温反应2h后，再继续升温至360℃(加热时间为2h)，保温反应6h，冷却出料得到辅乳化剂。
将30份丙烯酸和40份苯乙烯混合搅拌均匀后，加热至90℃，反应1h后，加入35份马来酸酐后加热至160℃，保温反应3h，冷却出料即得流型调节剂。
将100份3#白油、2份的主乳化剂、1份的辅乳化剂、2份的流型调节剂、1份的氧化钙、1.5份的彭润有机土、3份的改性磺化沥青、10份26％的氯化钙水溶液、10份26％的氯化镁水溶液、164份的石灰石混合，得到ρ＝1.8g/cm3的深水白油平板流油基钻井液。
实施例7
将油酸、二聚酸和妥儿油脂肪酸按照质量比20:20:20进行混合，得到主乳化剂。
25份的油酸和30份的妥儿油脂肪酸加热至120℃，密闭抽真空(真空度-0.1MPa)吸入30份二乙醇胺和25份三乙醇胺，保温反应2h后，再继续升温至360℃(加热时间为2h)，保温反应6h，冷却出料得到辅乳化剂。
将30份丙烯酸和40份苯乙烯混合搅拌均匀后，加热至90℃，反应1h后，加入25份马来酸酐后加热至160℃，保温反应3h，冷却出料即得流型调节剂。
将100份3#白油、2份的主乳化剂、1份的辅乳化剂、2份的流型调节剂、1.5份的氢氧化钙、1.5份的彭润有机土、3份的腐殖酸酰胺树脂、20份26％的氯化钙水溶液、164份的石灰石混合，得到ρ＝1.8g/cm3的深水白油平板流油基钻井液。
实施例8
将油酸、二聚酸和妥儿油脂肪酸按照质量比20:30:20进行混合，得到主乳化剂。
20份的油酸和25份的妥儿油脂肪酸加热至120℃，密闭抽真空(真空度-0.1MPa)吸入35份二乙醇胺和20份三乙醇胺，保温反应2h后，再继续升温至360℃(加热时间为2h)，保温反应6h，冷却出料得到辅乳化剂。
将30份丙烯酸和45份苯乙烯混合搅拌均匀后，加热至90℃，反应1h后，加入30份马来酸酐后加热至160℃，保温反应3h，冷却出料即得流型调节剂。
将100份3#白油、2.4份的主乳化剂、0.6份的辅乳化剂、2份的流型调节剂、2份的氧化钙、1.5份的彭润有机土、3份的改性磺化沥青、20份26％的氯化钙水溶液、164份的重晶石混合，得到ρ＝1.80g/cm3的深水白油平板流油基钻井液。
对比例1
油基钻井液，来源于页岩气油基钻井液现场，ρ＝1.50g/cm3。
对比例2
油基钻井液，来源于海洋所用的现场常规的油基钻井液，ρ＝1.30g/cm3。
对比例3
SPE90987平板流合成基钻井液，密度未知。
对比例4
中国专利CN 104861944恒流变油基钻井液，ρ＝1.5g/cm3。
本发明分别对实施例1～8和对比例1～4提供的深水白油平板流油基钻井液进行了性能检测，结果如表1所示。
表1 深水白油平板流油基钻井液的性能指标
注，表1中：
ES:破乳电压，V；
AV：钻井液表观粘度，mPa·s；
PV：钻井液塑性粘度，mPa·s；
YP：钻井液动切力，Pa；
Φ3：六速旋转粘度计3转读数，无量纲；
HTHP：钻井液高温高压失水(3.5MPa，T，30min)，mL。
由表1可知，本发明实施例1～8得到的深水白油平板流油基钻井液在不同的温度下(4℃、25℃、65℃)的塑性粘度和动切力非常稳定，不会随着温度的变化而产生很大的改变。此外，高压失水量较现有的钻井液显著降低，最高也仅仅为2.6mL。
本发明对温度变化对实施例1得到的深水白油平板流油基钻井液的YP值的影响进行了测定，结果如图1所示。本发明还对实施例1得到的深水白油平板流油基钻井液的抗污染性能进行了检测，结果如图2所示。
由图1可知，本发明得到的深水白油平板流油基钻井液的YP值随温度增加呈降低趋势，但降幅很小，温度从4℃升至70℃，YP值仅从11降至9，可以满足深水钻井对钻井液的要求。
由图1可知，本发明得到的深水白油平板流油基钻井液在4℃、25℃、65℃三个温度的YP、3rmp和终切值几乎不随温度变化；该钻井液体系分别经过页岩钻屑侵污、海水侵污和硫酸钙侵污后，性能变化不大，且性能几乎不随温度变化，证明该深水白油平板流油基钻井液具有较好的抗污染性能。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (9)

1.一种深水白油平板流油基钻井液，包含以下质量份数的组分：
其中，所述无机氯盐和水的质量比为(20～35):(65～80)。
2.根据权利要求1所述的深水白油平板流油基钻井液，其特征在于，所述主乳化剂包含油酸、二聚酸和妥儿油脂肪酸，所述油酸、二聚酸和妥儿油脂肪酸的质量比为(20～40):(10～40):(20～40)。
3.根据权利要求1所述的深水白油平板流油基钻井液，其特征在于，所述辅乳化剂由包含油酸、妥儿油脂肪酸、二乙醇胺和三乙醇胺的原料制备得到，所述油酸、妥儿油脂肪酸、二乙醇胺和三乙醇胺的质量比为(15～25):(20～30):(25～35):(20～30)。
4.根据权利要求1所述的深水白油平板流油基钻井液，其特征在于，所述流型调节剂由包含丙烯酸、苯乙烯和马来酸酐的原料制备得到，所述丙烯酸、苯乙烯和马来酸酐的质量比为(25～35):(35～45):(25～35)。
5.根据权利要求1所述的深水白油平板流油基钻井液，其特征在于，所述碱度调节剂为氧化钙、氧化镁、氢氧化钙和氢氧化镁中的一种或几种。
6.根据权利要求1所述的深水白油平板流油基钻井液，其特征在于，所述降滤失剂为磺化沥青、改性磺化沥青、天然沥青、乳化沥青和腐殖酸酰胺树脂中的一种或几种。
7.根据权利要求1所述的深水白油平板流油基钻井液，其特征在于，所述加重剂为重晶石和/或石灰石。
8.根据权利要求1所述的深水白油平板流油基钻井液，其特征在于，所述无机氯盐为碱金属氯化物和/或碱土金属氯化物。
9.根据权利要求8所述的深水白油平板流油基钻井液，其特征在于，所述无机氯盐为氯化钙、氯化钠和氯化钾中的一种或几种。
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