CN109251735A - 一种抗h2s无粘土相饱和钻井液 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种抗H2S无粘土相饱和钻井液，由如下组分按照质量百分数计组成：8％～25％氯化钠、0.1％～0.7％pH值调节剂、0.8％～3％流型调节剂、1％～4％降滤失剂、0.1％～1％除硫剂、1.5％～2.5％润滑剂、4.5％～7％成膜封堵剂、1％～2.5％防水锁剂、3％～6％防膨剂、1％～20％加重剂，余量为水。本发明的钻井液中含有除硫剂，可以吸收地层中的硫化氢气体，解决了常规钻井液不能吸收H2S的问题，能够很好的应用于含H2S气地层的钻井。

Description

一种抗H2S无粘土相饱和钻井液
技术领域
本发明涉及钻井液体系技术领域，具体涉及一种抗H2S无粘土相饱和钻井液。
背景技术
钻井液是钻探过程中，孔内使用的循环冲洗介质。钻井液是钻井的血液，又称钻孔冲洗液。它可以是液体或气体。
钻井液的作用有：携带岩屑，清洗井底；冷却和润滑钻头及钻柱；在井壁形成滤饼，稳定井壁；携带岩屑；悬浮岩屑和密度调整材料；平衡地层压力；在地面沉除砂子和岩屑；有效传递水力功率；获取地层信息；承受钻杆和套管的部分重力；传递破岩功率。
依据基液和主要处理剂的不同，钻井液可以分为油基钻井液，水基钻井液，气体钻井流体等，比较常用的是前两种。钻井液主要由分散介质、分散相和钻井液处理剂组成。钻井液中的分散介质可以是水、油或气体。钻井液中的分散相，若为悬浮体则为粘土或密度调整材料；若为乳状液则为油或水；若为泡沫则为气体。钻井液处理剂包括无机钻井液处理剂和有机钻井液处理剂。
水基钻井液是一种以水为分散介质，以粘土(膨润土)、加重剂及各种化学处理剂为分散相的溶胶悬浮体混合体系。其主要组成是水、粘土、加重剂和各种化学处理剂。它在实际应用中一直占据着主导地位。其主要的体系有分散钻井液、钙处理钻井液、盐水钻井液、聚合物钻井液、正电胶钻井液和抗高温深井水基钻井液。
油基钻井液是一种以油(主要是柴油或原油)为分散介质，以加重剂、各种化学处理剂及水等为分散相的溶胶悬浮混合体系。其主要组成是原油、柴油、加重剂、化学处理剂和水等。它基本经历了原油钻井液、油基钻井液、油包水钻井液等三个阶段。
H2S是剧毒的刺激性气体，几乎与氰化氢同样剧毒。当空气中浓度超过28.83mg/m3时，人就无法正常工作；超过1000mg/m3时就可引起急性中毒，造成人员死亡。H2S被吸入人体，首先刺激呼吸道，使嗅觉钝化、咳嗽，严重时将其灼伤。其次，刺激神经系统，导致头晕，丧失平衡，呼吸困难，心跳加速，严重时心脏缺氧而死亡。
油田钻井生产过程中钻遇含硫化氢地层时，硫化氢会与泥浆中的碱性物质反应，泥浆pH值会下降，众多在碱性物质条件下才能更好的发挥效用的处理剂和组分可能失效，泥浆趋向于失稳，失水增大、沉降、絮凝等都可能发生，严重的甚至会酿成井下事故。
油田钻井生产过程中钻遇含硫化氢地层时硫化氢毒气若不能被泥浆吸收转化，那么将会以气体形式随泥浆返出井口并释放在空气中，直接威胁现场作业人员的人身安全，甚至酿成重大安全事故，如果井场附近有居民点或者集镇，后果会更加不堪设想。现有的普通钻井液体系在应用在含硫化氢地层时，无法吸收地层中的硫化氢气体，造成现场施工环境十分危险。
发明内容
本发明目的在于克服上述背景技术的不足，而提供一种可以吸收地层中的硫化氢气体的抗H2S无粘土相饱和钻井液。
为实现上述目的，本发明所提供的一种抗H2S无粘土相饱和钻井液，由如下组分按照质量百分数计组成：18％～25％氯化钠、0.1％～0.7％pH值调节剂、0.8％～3％流型调节剂、1％～4％降滤失剂、0.1％～1％除硫剂、1.5％～2.5％润滑剂、4.5％～7％成膜封堵剂、1％～2.5％防水锁剂、3％～6％防膨剂、1％～20％加重剂，余量为水。
优选地，所述的抗H2S无粘土相饱和钻井液，由如下组分按照质量百分数计组成：20％～23％氯化钠、0.3％～0.6％pH值调节剂、1％～2％流型调节剂、1.5％～3％降滤失剂、0.3％～1％除硫剂、2％～2.5％润滑剂、5％～7％成膜封堵剂、1.5％～2.5％防水锁剂、3％～4.5％防膨剂、10％～20％加重剂，余量为水。
最佳地，所述的抗H2S无粘土相饱和钻井液，由如下组分按照质量百分数计组成：22％氯化钠、0.5％pH值调节剂、1％流型调节剂、2％降滤失剂、0.4％除硫剂、2％润滑剂、6.5％成膜封堵剂、2％防水锁剂、3.5％防膨剂、15％加重剂，余量为水。
进一步地，所述pH值调节剂为碳酸钠和/或氢氧化钠。
进一步地，所述流型调节剂由丙烯酸、丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙基磺酸钠的三元共聚物和聚阴离子纤维素按照质量比为0.4～5:1混合而成。
进一步地，所述降滤失剂选自改性淀粉、改性腐殖酸、改性树脂。
进一步地，所述除硫剂选自碳酸锌、氢氧化锌、硫酸铁。
进一步地，所述润滑剂为聚乙二醇和/或聚丙二醇。
进一步地，所述成膜封堵剂由丙烯酰胺、1-烯丁基磺酸钠与三乙基烯丙基氯化铵的三元共聚物和超细碳酸钙按照质量比为1:2～10混合而成。
进一步地，所述防水锁剂为全氟烷基醚羧酸钾阴离子表面活性剂；所述防膨剂选自氯化钾、氯化铵、十二烷基三甲基氯化铵；所述加重剂为重晶石和/或石灰石。
与现有技术相比，本发明存在如下优点：
其一，本发明的钻井液中含有除硫剂，可以吸收地层中的硫化氢气体，解决了常规钻井液不能吸收H2S的问题，能够很好的应用于含H2S气地层的钻井。
其二，本发明的钻井液盐含量较高，具有耐盐、耐钙、镁离子的特点，对页岩稳定性好，抑制性强。
其三，本发明的钻井液不含粘土，其滤液对油气层损害小，提高了产能产量和储量产能估算的准确率，从而提高最终的油气采收率，最大限度的保护油气资源。
具体实施方式
下面结合实施例详细说明本发明的实施情况，但它们并不构成对本发明的限定，仅作举例而已。同时通过说明本发明的优点将变得更加清楚和容易理解。
实施例1：
本发明提供的一种抗H2S无粘土相饱和钻井液，其中各组分的重量百分比为：
20％氯化钠；0.2％碳酸钠；0.3％氢氧化钠；1％流型调节剂；2％改性淀粉；5％氯化钾；0.3％碳酸锌；2％润滑剂；6.5％成膜封堵剂；5％超细碳酸钙；2％防水锁剂；15％重晶石，余量为水。
其中，所述流型调节剂由丙烯酸、丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙基磺酸钠的三元共聚物和聚阴离子纤维素按照质量比为1:1混合而成；
所述润滑剂为聚乙二醇；
所述成膜封堵剂由丙烯酰胺、1-烯丁基磺酸钠与三乙基烯丙基氯化铵的三元共聚物和超细碳酸钙按照质量比为3：10混合而成；
所述防水锁剂为：全氟烷基醚羧酸钾阴离子表面活性剂(市售产品，产自上海瀛正科技有限公司，型号为FC-5氟碳表面活性剂)。
实施例2：
本发明提供的一种抗H2S无粘土相饱和钻井液，其中各组分的重量百分比为：
23％氯化钠；0.3％碳酸钠；0.2％氢氧化钠；1.5％流型调节剂；3％改性淀粉；5％氯化钾；0.4％碳酸锌；2％润滑剂；6％成膜封堵剂；2％防水锁剂；20％石灰石；余量为水。
其中，所述流型调节剂由丙烯酸、丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙基磺酸钠的三元共聚物和聚阴离子纤维素按照质量比为8:7混合而成；
所述润滑剂为由聚乙二醇和聚丙二醇按照质量比1:1混合而成。。
所述成膜封堵剂由丙烯酰胺、1-烯丁基磺酸钠与三乙基烯丙基氯化铵的三元共聚物和超细碳酸钙按照质量比为1：3混合而成；所述防水锁剂为：全氟烷基醚羧酸钾阴离子表面活性剂(市售产品，产自上海瀛正科技有限公司，型号为FC-5氟碳表面活性剂)。
实施例3：
本发明提供的一种抗H2S无粘土相饱和钻井液，其中各组分的重量百分比为：
20％氯化钠；0.3％碳酸钠；0.2％氢氧化钠；2％流型调节剂；2％改性淀粉；5％氯化钾；0.2％碳酸锌；0.2％硫酸铁；2％润滑剂；6％成膜封堵剂；2％防水锁剂；20％加重剂；余量为水。
其中，所述流型调节剂由丙烯酸、丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙基磺酸钠的三元共聚物和聚阴离子纤维素按照质量比为3:1混合而成；
所述润滑剂为聚丙二醇。
所述成膜封堵剂由丙烯酰胺、1-烯丁基磺酸钠与三乙基烯丙基氯化铵的三元共聚物和超细碳酸钙按照质量比为1：2混合而成；。
所述防水锁剂为：全氟烷基醚羧酸钾阴离子表面活性剂(市售产品，产自上海瀛正科技有限公司，型号为FC-5氟碳表面活性剂)。
所述加重剂由重晶石和石灰石按照质量比为3:1混合而成。
实施例4：
本发明提供的一种抗H2S无粘土相饱和钻井液，其中各组分的重量百分比为：
18％氯化钠、0.1％pH值调节剂、0.8％流型调节剂、1％降滤失剂、0.1％除硫剂、1.5％润滑剂、4.5％成膜封堵剂、1％防水锁剂、3％防膨剂、1％加重剂，余量为水。
其中，所述pH值调节剂为碳酸钠和氢氧化钠按照质量比为1:1混合而成。
所述流型调节剂由丙烯酸、丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙基磺酸钠的三元共聚物和聚阴离子纤维素按照质量比为0.4:1混合而成；
所述降滤失剂由改性淀粉、改性腐殖酸、改性树脂按照质量比1:1:1混合而成；
所述除硫剂由碳酸锌、氢氧化锌、硫酸铁按照质量比1:1:1混合而成；
所述润滑剂为聚乙二醇和聚丙二醇按照质量比1:1混合而成；
所述成膜封堵剂由丙烯酰胺、1-烯丁基磺酸钠与三乙基烯丙基氯化铵的三元共聚物和超细碳酸钙按照质量比为1:2混合而成；
所述防水锁剂为全氟烷基醚羧酸钾阴离子表面活性剂(市售产品，产自上海瀛正科技有限公司，型号为FC-5氟碳表面活性剂)；
所述防膨剂由氯化钾、氯化铵、十二烷基三甲基氯化铵按照质量比1:1:1混合而成；
所述加重剂为重晶石和石灰石按照质量比1:1混合而成。
实施例5：
本发明提供的一种抗H2S无粘土相饱和钻井液，其中各组分的重量百分比为：
25％氯化钠、0.7％pH值调节剂、3％流型调节剂、4％降滤失剂、1％除硫剂、2.5％润滑剂、7％成膜封堵剂、2.5％防水锁剂、6％防膨剂、20％加重剂，余量为水。
其中，所述pH值调节剂为碳酸钠和氢氧化钠按照质量比1:2混合而成。
所述流型调节剂由丙烯酸、丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙基磺酸钠的三元共聚物和聚阴离子纤维素按照质量比为5:1混合而成；
所述降滤失剂由改性淀粉和改性腐殖酸按照质量比1:1混合而成；
所述除硫剂由碳酸锌和氢氧化锌按照质量比1:1混合而成；
所述润滑剂为聚乙二醇和聚丙二醇按照质量比1:2混合而成；
所述成膜封堵剂由丙烯酰胺、1-烯丁基磺酸钠与三乙基烯丙基氯化铵的三元共聚物和超细碳酸钙按照质量比为1:10混合而成；
所述防水锁剂为全氟烷基醚羧酸钾阴离子表面活性剂(市售产品，产自上海瀛正科技有限公司，型号为FC-5氟碳表面活性剂)；
所述防膨剂由氯化钾和氯化铵按照1:1混合而成；
所述加重剂为重晶石和石灰石按照1:2混合而成。
实施例6：
本发明提供的一种抗H2S无粘土相饱和钻井液，其中各组分的重量百分比为：
23％氯化钠、0.6％pH值调节剂、2％流型调节剂、3％降滤失剂、1％除硫剂、2.5％润滑剂、7％成膜封堵剂、2.5％防水锁剂、4.5％防膨剂、20％加重剂，余量为水。
其中，所述pH值调节剂为氢氧化钠；
所述流型调节剂由丙烯酸、丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙基磺酸钠的三元共聚物和聚阴离子纤维素按照质量比为4:1混合而成；
所述降滤失剂由改性腐殖酸和改性树脂按照质量比1:1混合而成；
所述除硫剂为氢氧化锌和硫酸铁按照质量比1:1混合而成；
所述润滑剂为聚丙二醇；
所述成膜封堵剂由丙烯酰胺、1-烯丁基磺酸钠与三乙基烯丙基氯化铵的三元共聚物和超细碳酸钙按照质量比为1:5混合而成；
所述防水锁剂为全氟烷基醚羧酸钾阴离子表面活性剂(市售产品，产自上海瀛正科技有限公司，型号为FC-5氟碳表面活性剂)；
所述防膨剂为十二烷基三甲基氯化铵；
所述加重剂为石灰石。
实施例7：
本发明提供的一种抗H2S无粘土相饱和钻井液，其中各组分的重量百分比为：
20％氯化钠、0.3％pH值调节剂、1％流型调节剂、1.5％降滤失剂、0.3％除硫剂、2％润滑剂、5％成膜封堵剂、1.5％防水锁剂、3％防膨剂、10％加重剂，余量为水。
其中，所述pH值调节剂为碳酸钠；
所述流型调节剂由丙烯酸、丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙基磺酸钠的三元共聚物和聚阴离子纤维素按照质量比为2:1混合而成；
所述降滤失剂为改性腐殖酸；
所述除硫剂为氢氧化锌；
所述润滑剂为聚乙二醇和聚丙二醇按照质量比为1:2混合而成；
所述成膜封堵剂由丙烯酰胺、1-烯丁基磺酸钠与三乙基烯丙基氯化铵的三元共聚物和超细碳酸钙按照质量比为1:8混合而成；
所述防水锁剂为全氟烷基醚羧酸钾阴离子表面活性剂(市售产品，产自上海瀛正科技有限公司，型号为FC-5氟碳表面活性剂)；
所述防膨剂为氯化铵；
所述加重剂为重晶石。
实施例8：
本发明提供的一种抗H2S无粘土相饱和钻井液，其中各组分的重量百分比为：
22％氯化钠、0.5％pH值调节剂、1％流型调节剂、2％降滤失剂、0.4％除硫剂、2％润滑剂、6.5％成膜封堵剂、2％防水锁剂、3.5％防膨剂、15％加重剂，余量为水。
其中，所述pH值调节剂为碳酸钠和氢氧化钠按照质量比1:1混合而成；
所述流型调节剂由丙烯酸、丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙基磺酸钠的三元共聚物和聚阴离子纤维素按照质量比为2:1混合而成；
所述降滤失剂由改性淀粉、改性腐殖酸、改性树脂中按照质量比1:1:2混合而成；
所述除硫剂由碳酸锌、氢氧化锌、硫酸铁按照质量比1:1:2混合而成；
所述润滑剂为聚乙二醇和聚丙二醇按照质量比为1:2混合而成；
所述成膜封堵剂由丙烯酰胺、1-烯丁基磺酸钠与三乙基烯丙基氯化铵的三元共聚物和超细碳酸钙按照质量比为1:6混合而成；
所述防水锁剂为全氟烷基醚羧酸钾阴离子表面活性剂(市售产品，产自上海瀛正科技有限公司，型号为FC-5氟碳表面活性剂)；
所述防膨剂由氯化钾、氯化铵、十二烷基三甲基氯化铵按照质量比1:1:2混合而成；
所述加重剂为重晶石和石灰石按照质量比1:2混合而成。
对比例：
为了说明本发明钻井液配方抗H2S的效果，将实施例8中的除硫剂去掉得到对比例1的配方，将市售的钻井液作为对比例2，并将上述8个实施例与对比配方的性能进行对比。
上述实施例1～8和对比例1～2的配制方法：量取一定量的水，按比例加入氯化钠，pH值调节剂，高速搅拌5分钟，再分别加入流型调节剂、降滤失剂、除硫剂、润滑剂、成膜封堵剂、防水锁剂、防膨剂，高速搅拌20分钟，使用时，再加入适量的重晶石调整钻井液密度，高速搅拌10分钟，装入老化罐中，于120℃滚动老化16小时。
上述钻井液性能测试的结果见表1，表1为本发明抗H2S无粘土相饱和钻井液性能与普通无粘土相饱和钻井液性能对比表。
从表1中的测试结果可以看出，本发明的抗H2S无粘土相饱和钻井液在H2S侵入时仍能满足钻井施工对钻井液的各项性能要求，抗H2S极限污染值可达3152mg/L，能满足油田钻井生产过程中钻遇含硫化氢地层时的钻井施工要求。
表1
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；
Φ6、Φ3：钻井液六速粘度计6转、3转读数，无量纲；
FLAPI：钻井液中压失水(0.7MPa，室温，30min)：ml。
本说明书未作详细描述的内容属于本领域专业技术人员公知的现有技术。

Claims (10)

1.一种抗H2S无粘土相饱和钻井液，其特征在于，由如下组分按照质量百分数计组成：18％～25％氯化钠、0.1％～0.7％pH值调节剂、0.8％～3％流型调节剂、1％～4％降滤失剂、0.1％～1％除硫剂、1.5％～2.5％润滑剂、4.5％～7％成膜封堵剂、1％～2.5％防水锁剂、3％～6％防膨剂、1％～20％加重剂，余量为水。
2.根据权利要求1所述的抗H2S无粘土相饱和钻井液，其特征在于，由如下组分按照质量百分数计组成：20％～23％氯化钠、0.3％～0.6％pH值调节剂、1％～2％流型调节剂、1.5％～3％降滤失剂、0.3％～1％除硫剂、2％～2.5％润滑剂、5％～7％成膜封堵剂、1.5％～2.5％防水锁剂、3％～4.5％防膨剂、10％～20％加重剂，余量为水。
3.根据权利要求2所述的抗H2S无粘土相饱和钻井液，其特征在于，由如下组分按照质量百分数计组成：22％氯化钠、0.5％pH值调节剂、1％流型调节剂、2％降滤失剂、0.4％除硫剂、2％润滑剂、6.5％成膜封堵剂、2％防水锁剂、3.5％防膨剂、15％加重剂，余量为水。
4.根据权利要求1或2或3所述的抗H2S无粘土相饱和钻井液，其特征在于，所述pH值调节剂为碳酸钠和/或氢氧化钠。
5.根据权利要求1或2或3所述的抗H2S无粘土相饱和钻井液，其特征在于，所述流型调节剂由丙烯酸、丙烯酰胺与2-丙烯酰胺基-2-甲基丙基磺酸钠的三元共聚物和聚阴离子纤维素按照质量比为0.4～5:1混合而成。
6.根据权利要求1或2或3所述的抗H2S无粘土相饱和钻井液，其特征在于，所述降滤失剂选自改性淀粉、改性腐殖酸、改性树脂。
7.根据权利要求1或2或3所述的抗H2S无粘土相饱和钻井液，其特征在于，所述除硫剂选自碳酸锌、氢氧化锌、硫酸铁。
8.根据权利要求1或2或3所述的抗H2S无粘土相饱和钻井液，其特征在于，所述润滑剂为聚乙二醇和/或聚丙二醇。
9.根据权利要求1或2或3所述的抗H2S无粘土相饱和钻井液，其特征在于，所述成膜封堵剂由丙烯酰胺、1-烯丁基磺酸钠与三乙基烯丙基氯化铵的三元共聚物和超细碳酸钙按照质量比为1:2～10混合而成。
10.根据权利要求1或2或3所述的抗H2S无粘土相饱和钻井液，其特征在于，所述防水锁剂为全氟烷基醚羧酸钾阴离子表面活性剂；所述防膨剂选自氯化钾、氯化铵、十二烷基三甲基氯化铵；所述加重剂为重晶石和/或石灰石。
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