CN111423858A

CN111423858A - 高温高密度海水基钻井液

Info

Publication number: CN111423858A
Application number: CN201910017472.0A
Authority: CN
Inventors: 谢丽君; 班士军; 孙德民; 李海洋; 邹龙; 张永胜; 赵晨
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 2019-01-09
Filing date: 2019-01-09
Publication date: 2020-07-17

Abstract

本发明为海洋石油勘探开发过程中的钻井液，特别是具有超高密度的抗高温钻井液，其各组分配比为膨润土1‑3%，凹凸棒石1‑3%，抗高温聚合物降失水剂3‑6%，聚合物降粘剂0.15‑0.3%，高温保护剂1‑2%，抗温润滑剂3‑5%，乳化剂0.2‑0.5%，碱度控制剂0.15‑0.3%，钻井液用加重剂15‑40%，纳米封堵剂2‑4%，海水36‑73%。本钻井液抗高温能力达到200℃以上，可控密度达2.5g/cm³。它具有较强的抗钙、抗镁、抗劣质土污染的能力；高温下良好的流变性，失水量低；该钻井液体系油层保护效果好，岩心渗透率可以达到90%以上，特别适合深井、超深井的钻探。

Description

高温高密度海水基钻井液

技术领域

本发明为海洋石油、天然气勘探开发过程中使用的钻井液，特别是具有超高密度的抗高温钻井液。

背景技术

随着石油工业的发展和对石油需求的不断增加，油气勘探开发逐步向海洋及深层次挖掘，海洋深井、超深井的钻探规模日益扩大。同时深井和超深井的钻探已成为今后钻探工业发展的一个重要标志，也是扩大油气勘探开发新领域的重要措施。随着井深的增加，钻井技术难度逐渐增大，对钻井液性能的要求也更高。钻井实践表明，钻井液的性能对于确保深井和超深井的安全、快速钻进起着至关重要的作用。深井、超深井钻井液技术更是关系深井钻井成败及其质量好坏的决定因素之一，是目前国内外钻井液工作者研究的主要课题。

目前高温高密度海水基钻井液存在的主要问题有：①热稳定性差，且难以维护。钻井液体系经高温（200℃以上）老化一定时间后，其性能难以维持良好状态，不能满足工程要求的现象。其影响和表现是全面的，其中最为突出和难以解决的是老化后钻井液高温高压滤失量（HTHP 失水）急剧上升和钻井液黏度大幅度提高，这对于高密度盐水钻井液尤为突出，特别是盐水、高温（≥200℃）、超重（ρ≥2.50 g/cm³）。②高温高压失水造壁性难以控制。其中高温高密度钻井液的 HTHP 失水老化后急剧增大是普遍现象，温度越高、盐度越高、密度越高，该现象越突出。因此，有效抗温抗盐降滤失剂（降 HTHP 失水）的研发是当前钻井液技术领域的重点，也是建立高温高密度海水基钻井液的核心问题。而且当低密度钻井液体系HTHP 失水及其热稳定性解决之后，加重到密度在1.8 g/cm³以上时，其 HTHP 失水明显上升，当密度大于2.2g/cm³以后，其HTHP失水则成倍增加，必须添加更多种类的降滤失剂，且需进一步加大用量来加以解决。从而大幅度增加高温钻井液降滤失剂的种类和用量。③密度大于2.2g/cm³的高密度钻井液流变性难以控制。由于高温高密度海水基钻井液中大量重晶石颗粒的存在，增加了固相颗粒之间的摩擦力，使其黏度大幅度增加，若钻井液中土量控制稍有不当则高温老化后黏度、切力增大，导致流动性丧失（高温胶凝和高温固化），而难以有限降黏。

低密度钻井液符合要求而加重到2.00g/cm³以上，其造壁性（特别是HTHP失水）与流变性变差，必须重新调整，已是抗温、抗盐高密度钻井液普遍存在的难题。而且使用中高密度钻井液性能更难以稳定维护、处理（重点是常温黏度太高而高温黏度偏低），是抗温、抗盐高密度钻井液普遍存在的另一难题。钻井液抗高温技术已成为制约深部地层石油天然气资源勘探、开发的技术瓶颈。因此，研制抗200℃以上高温并且适用于各种密度的高温高密度海水基钻井液技术对加快中国深部地层，特别是海洋深部地层石油天然气资源勘探、开发具有重要意义。

发明内容

本发明的目的之一在于解决上述问题，提供一种具有抗高温能力强、密度可控范围高的高温高密度海水基钻井液，该钻井液具有聚合物钻井液在提高钻速、抑制地层造浆和提高井壁稳定性等方面的优点，又具有磺化钻井液良好的热稳定性、流变性、失水量低等优点。

本发明高温高密度海水基钻井液的组成配方如下所示：

钠膨润土 1-3%

凹凸棒石 1-3%

抗高温聚合物降失水剂 3-6%

高温保护剂 1-2%

抗温润滑剂 3-5%

乳化剂 0.2-0.5%

碱度控制剂 0.15-0.3%

降粘剂 0.15-0.3%

钻井液用加重剂 15-40%

纳米封堵剂 2-4%

海水 36-73%

本发明的解决方案中膨润土的作用是使钻井液具有一定的分散度，提高钻井液的粘度并能有效携带岩屑、净化井眼；凹凸棒石是一种层链状过渡结构的以含水富镁硅酸盐为主的黏土矿，具有天然惰性，其阳离子交换容量低，且在350～400℃温度下晶体结构不变，所以在盐水中不会被电解质所絮凝，具有抗高温性能；抗高温降滤失剂包含有吸附基团，包括羧基-COO-、酰胺基-CONH₂、羟基-OH等。同时引入了亲水能力强的-COOH、-SO₃ ^-，特别是-SO₃ ^-，在高温下仍然具有很强的水化能力，高温去水化作用弱，共聚物即使在饱和盐水中仍然具有良好的溶解性；高温保护剂的作用是提高钻井液的各组分的抗高温能力，除去钻井液中的溶解的氧，使高温高密度海水基钻井液体系在高温条件下具有良好的稳定性和流变性能；抗温润滑剂是在高温下亦可高效提高钻井液的润滑性能，保持钻井液良好的流变性能；乳化剂采用的是司盘80（SP80）,其作用是与海水、油形成油包水、提高油的分散度，有效提高钻井液用润滑剂的抗温润滑能力，降低钻井液的摩擦阻力；碱度控制剂，其作用是调节钻井液的PH值，使钻井液体系的组成在一定PH值下更能发挥其降滤失性能、稀释性能以及流变稳定性能；降粘剂采用有机硅氟聚合物降粘剂，其作用是适度降低钻井液的分散度和粘度，使得钻井液具有稳定的粘切及流变性能；钻井液用加重剂选用可溶性盐作为加重抑制剂以及微晶重晶石作为加重剂。

本发明的优点是该高温高密度海水基钻井液抗温200℃，老化16h后，高温高压滤失量≤20mL，密度可达到2.5g/cm³。开创性的采用钠膨润土和凹凸棒土复配作为黏土相，结合凹凸棒土的抗温抗盐特点，改善膨润土含量高时在高温下导致的钻井液性能恶化问题，同时该钻井液体系具有良好的抑制性及流变性能。满足深井、超深井的钻探要求，其性能指标如下表所示：

通过上表的数据表明该高温高密度海水基钻井液抗温200℃，老化16h后，高温高压滤失量≤20mL，密度可达到2.5g/cm³，钻井液流变性能优良，能满足海洋钻井施工的要求。

Claims

1.高温高密度海水基钻井液，其主要组分配比如下所示：

钠膨润土 1-3%

凹凸棒石 1-3%

抗高温聚合物降失水剂 3-6%

高温保护剂 1-2%

抗温润滑剂 3-5%

乳化剂 0.2-0.5%

碱度控制剂 0.15-0.3%

降粘剂 0.15-0.3%

钻井液用加重剂 15-40%

纳米封堵剂 2-4%

海水 36-73%。

2.根据权利1所述的高温高密度海水基钻井液，其特征在于使用钠膨润土与凹凸棒石复配作为基浆，凹凸棒石是一种层链状过渡结构的以含水富镁硅酸盐为主的黏土矿，具有天然惰性，其阳离子交换容量低，且在高温下晶体结构不变，所以在盐水中不会被电解质所絮凝，具有抗高温性能。

3.根据权利1所述的高温高密度海水基钻井液，其特征在于使用的抗高温聚合物降滤失剂合成时引入了亲水能力强的-COOH、-SO₃ ^-，特别是-SO₃ ^-，在高温下仍然具有很强的水化能力，高温去水化作用弱，高温下仍具有良好的降滤失作用。

4.根据权利1所述的高温高密度海水基钻井液，其特征在于使用的高温保护剂能降低钻井液中氧化基团的含量，增加抗高温钻井液中聚合物的抗氧化能力，保持钻井液良好的流变性能。

5.根据权利1所述的高温高密度海水基钻井液，其特征在于使用的润滑剂在高温下仍具有良好的成膜粘附力及抗氧化能力。

6.根据权利1所述的高温高密度海水基钻井液，其特征在于使用的碱度控制剂为氢氧化钠。

7.根据权利1所述的高温高密度海水基钻井液，其特征在于使用的降粘剂为有机硅氟类降粘剂，提高了钻井液体系的抗温化学稳定性及良好的流变性能。

8.根据权利1所述的高温高密度海水基钻井液，其特征在于使用的纳米封堵剂为树脂类可变型封堵剂。

9.根据权利1所述的高温高密度海水基钻井液，其特征在于使用的加重剂为甲酸钠及微晶重晶石作为加重剂。