CN111548777A - 一种海域天然气水合物钻井液及其制备方法、应用 - Google Patents

Abstract

本发明具体涉及一种海域天然气水合物钻井液及其制备方法、应用，属于海域天然气水合物资源勘探开发工程中的钻井液技术领域，本发明的钻井液包括如下组分：膨润土海水浆100份，碱度调节剂0.2‑0.5份，低温流型调节剂0.1‑0.3份，低温包被抑制剂0.5‑2份，低温降滤失剂1‑2份，动力学抑制剂1‑3份，热力学抑制剂1‑10份；所述膨润土海水浆由膨润土、淡水和海水组成，所述膨润土、淡水和海水的质量比分别为(1‑4)∶(20‑40)∶(60‑80)；本发明实施例提供的海域天然气水合物钻井液，具有优良的低温流变性能，可长时间在低温、高压、封闭、高浓度的天然气环境下，抑制天然气水合物的生成，抑制水合物生成性能优异。

Description

一种海域天然气水合物钻井液及其制备方法、应用

技术领域

本发明属于海域天然气水合物资源勘探开发工程中的钻井液技术领域，具体涉及一种海域天然气水合物钻井液及其制备方法、应用。

背景技术

天然气水合物是由水和天然气在低温、高压条件下形成的球笼型固体结晶物质，主要成分是甲烷，因其储量巨大、能量密度高、污染小而成为一种高效清洁替代能源，国际上多个国家已经开展了长期而广泛的科学试验和工程试采活动。海底沉积物中的天然气水合物资源量占全球天然气水合物资源总量的90％以上，是最具开发潜力的领域。安全高效开发利用海域天然气水合物资源对推进能源绿色发展、保障能源安全具有重要战略意义。

海域天然气水合物资源蕴藏在水深几百至上千米的海洋底部、距离泥线仅几百米的浅部低温地层，海底泥线处最低温度为2-4℃，钻井液在低温下明显增稠，长时间经历低温环境，泵送压力高、开泵激动压力大，而深水浅部地层相比于同样深度的陆上地层，压实程度差、井眼安全密度窗口窄，过大的泵送压力或激动压力，极易压漏地层、破坏井壁稳定，因此要求钻井液具备良好的低温流变稳定性能。水合物钻井液区别于其他用途钻井液的一个显著特点就是将面临天然气水合物的生成：在钻探过程中，海底游离气、储层水合物分解气进入钻井液中，在低温、高压条件下，会形成固态水合物，有堵塞防喷器、压井管路、钻井液循环通道或其他设备的管线、阀门的风险，造成相关设备操纵失灵、功能失效、作业失控，进而导致一系列井內恶性事故的发生，因此预防和延缓水合物的生成具有重要意义。钻井液作为首先、直接、长时间接触地层和气态天然气的作业流体，要求其必须具有优良的抑制天然气水合物生成的能力。

在具备常规钻井液技术性能的基础上，突出低温流变稳定性能和天然气水合物生成抑制性能，是海域天然气水合物钻井液的重要技术特点。开发符合技术要求的水合物钻井液技术，将为促进海域天然气水合物资源的钻探、试采和开发提供技术支持。

发明内容

鉴于上述问题，提出了本发明以便提供一种克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的海域天然气水合物钻井液及其制备方法、应用。

本发明实施例提供一种海域天然气水合物钻井液，所述钻井液包括如下组分：

膨润土海水浆100份，碱度调节剂0.2-0.5份，低温流型调节剂0.1-0.3份，低温包被抑制剂0.5-2份，低温降滤失剂1-2份，动力学抑制剂1-3份，热力学抑制剂1-10份；

所述低温流型调节剂为高分子聚合物BDV-110S；

所述低温包被抑制剂为高分子聚合物BDFL-120S；

所述低温降滤失剂为高分子聚合物BDF-600S。

进一步地，所述膨润土海水浆由膨润土、淡水和海水组成，所述膨润土、淡水和海水的质量比分别为(1-4)∶(20-40)∶(60-80)。

进一步地，所述碱度调节剂包括如下至少一种：氢氧化钠、碳酸钠。

进一步地，所述动力学抑制剂为水合物抑制剂BDH-100S。

进一步地，所述热力学抑制剂为氯化钾。

基于同一发明构思，本发明实施例还提供一种海域天然气水合物钻井液的制备方法，包括：

按所述质量分数的组分，准备各组分；

将碱度调节剂和淡水混合，获得碱水；

将膨润土和所述碱水混合，获得膨润土淡水浆；

将海水和所述膨润土淡水浆混合，获得膨润土海水浆；

将低温流型调节剂、低温降滤失剂、低温包被抑制剂、低温流型调节剂、动力学抑制和热力学抑制剂剂分次与所述膨润土海水浆混合，获得海域天然气水合物钻井液。

进一步地，所述将膨润土和所述碱水混合，获得膨润土淡水浆，包括：

将膨润土和所述碱水混合，并以3000-5000r/min的转速搅拌25-35min，搅拌后于15-35℃养护24h，获得膨润土淡水浆。

进一步地，所述将海水和所述膨润土淡水浆混合，获得膨润土海水浆，包括：

将海水和所述膨润土淡水浆混合，并以3000-5000r/min的转速搅拌10-15min，获得膨润土海水浆。

进一步地，所述将低温流型调节剂、低温降滤失剂、低温包被抑制剂、低温流型调节剂、动力学抑制和热力学抑制剂剂分次与所述膨润土海水浆混合，获得海域天然气水合物钻井液，包括：

将低温流型调节剂、低温降滤失剂、低温包被抑制剂、低温流型调节剂、动力学抑制和热力学抑制剂剂分次与所述膨润土海水浆混合，获得海域天然气水合物钻井液，

其中，加入低温流型调节剂、低温降滤失剂、低温包被抑制剂、低温流型调节剂和动力学抑制剂进行混合时，分别以8000-11000r/min的转速搅拌5-10min，加入热力学抑制剂进行混合时，以8000-11000r/min的转速搅拌20-30min。

基于同一发明构思，本发明实施例还提供一种海域天然气水合物钻井液的应用，应用于海域天然气水合物资源的钻探、试采和/或开发。

本发明实施例中的一个或多个技术方案，至少具有如下技术效果或优点：

本发明实施例提供的海域天然气水合物钻井液，具有优良的低温流变性能，可长时间在低温、高压、封闭、高浓度的天然气环境下，抑制天然气水合物的生成，抑制水合物生成性能优异。

上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，而可依照说明书的内容予以实施，并且为了让本发明的上述和其它目的、特征和优点能够更明显易懂，以下特举本发明的具体实施方式。

附图说明

通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。而且在整个附图中，用相同的参考图形表示相同的部件。在附图中：

图1是本发明实施例6与对比例1的天然气水合物生成抑制性能测试压力曲线图；

图2是本发明实施例6中天然气水合物生成抑制性能测试水合物生成情况图；

图3是本发明对比例1中天然气水合物生成抑制性能测试水合物生成情况图。

具体实施方式

下文将结合具体实施方式和实施例，具体阐述本发明，本发明的优点和各种效果将由此更加清楚地呈现。本领域技术人员应理解，这些具体实施方式和实施例是用于说明本发明，而非限制本发明。

在整个说明书中，除非另有特别说明，本文使用的术语应理解为如本领域中通常所使用的含义。因此，除非另有定义，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属领域技术人员的一般理解相同的含义。若存在矛盾，本说明书优先。

除非另有特别说明，本发明中用到的各种原材料、试剂、仪器和设备等，均可通过市场购买得到或者可通过现有方法制备得到。

还需要说明的是，本发明中的术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。

同时，本发明中的术语“第一”、“第二”等，不表示任何顺序或次数，可将这些单词解释为名称。

本发明实施例中的技术方案为解决上述技术问题，总体思路如下：

根据本发明一种典型的实施方式，提供一种海域天然气水合物钻井液，所述钻井液包括如下组分：

膨润土海水浆100份，碱度调节剂0.2-0.5份，低温流型调节剂0.1-0.3份，低温包被抑制剂0.5-2份，低温降滤失剂1-2份，动力学抑制剂1-3份，热力学抑制剂1-10份：

所述低温流型调节剂为高分子聚合物BDV-110S；

所述低温包被抑制剂为高分子聚合物BDFL-120S；

所述低温降滤失剂为高分子聚合物BDF-600S。

上述技术方案，兼顾了各组分材料本身及其加量范围对钻井液低温流变性能的影响程度，关注了各材料在钻井液体系中的配伍性能，特别是对水合物生成抑制性能的协同增效效果。通过优选材料、确定加量范围，最终达到了本发明所述的技术效果。

作为一种优选的实施方式，所述膨润土海水浆由膨润土、淡水和海水组成，所述膨润土、淡水和海水的质量比分别为(1-4)∶(20-40)∶(60-80)。

作为一种优选的实施方式，所述碱度调节剂包括如下至少一种：氢氧化钠、碳酸钠。

作为一种优选的实施方式，所述动力学抑制剂为水合物抑制剂BDH-100S。

作为一种优选的实施方式，所述热力学抑制剂为氯化钾。

根据本发明一种典型的实施方式，提供一种海域天然气水合物钻井液的制备方法，用于制备上述海域天然气水合物钻井液，包括：

按所述质量分数的组分，准备各组分；

将碱度调节剂和淡水混合，获得碱水；

将膨润土和所述碱水混合，并以3000-5000r/min的转速搅拌25-35min，搅拌后于15-35℃养护24h获得膨润土淡水浆；

将海水和所述膨润土淡水浆混合，并以3000-5000r/min的转速搅拌10-15min，获得膨润土海水浆；

将低温流型调节剂、低温降滤失剂、低温包被抑制剂、低温流型调节剂、动力学抑制和热力学抑制剂剂分次与所述膨润土海水浆混合，获得海域天然气水合物钻井液，其中，加入低温流型调节剂、低温降滤失剂、低温包被抑制剂、低温流型调节剂和动力学抑制剂进行混合时，分别以8000-11000r/min的转速搅拌5-10min，加入热力学抑制剂进行混合时，以8000-11000r/min的转速搅拌20-30min

搅拌速度和时间的控制，是根据各材料的化学性质、溶解速度以及膨润土浆的养护、钻井液的配制需要而确定的：无机物、低分子量、溶解快、具有腐蚀性的材料采用3000-5000r/min的较低转速；有机高分子物质、溶解时间长、混匀相对困难的材料采用8000-11000r/min的较高转速；配浆过程中各高分子材料的溶解过程，在时间上有累加效果，搅拌时间可低于10min；膨润土浆的配制需要相对较长的分散、造浆时间，钻井液的配制需要通过充分搅拌以达到各材料充分溶解、混合，故搅拌时间需高于10min，为避免温度过度上升、水分过多蒸发，搅拌时间不可高于30min。

根据本发明一种典型的实施方式，提供一种海域天然气水合物钻井液的应用，应用于海域天然气水合物资源的钻探、试采和/或开发。

本发明所述钻井液，在低温(4℃)条件下，其各流变学指标较常温下增幅相对较低，适应于压力窗口窄、成岩性差的海底浅部地层钻井技术需求；水合物动力学抑制剂和热力学抑制剂的配合使用，使该钻井液具备了在15MPa初始压力、20h、4℃、封闭测试环境下成功抑制水合物生成的优异性能；各处理剂相互之间的配伍性优良，在钻井液中的共容性好，不存在相互反应、易引起钻井液破胶、对现场工艺要求高或应用困难等不良效果；颜色、气味、生物毒性均适应海洋环境。

下面将结合实施例和实验数据，对本发明实施例提供的海域天然气水合物钻井液及其制备方法、应用进行详细说明。

实施例1

本实施例提供一种海域天然气水合物钻井液，包括如下组分：

10g膨润土，150mL淡水，350mL海水，碱度调节剂：1g氢氧化钠、1g碳酸钠，1.25g低温流型调节剂BDV-110S，5g低温包被抑制剂BDFL-120S，7.5g低温降滤失剂BDF-600S，7.5g动力学抑制剂BDH-100S，30g热力学抑制剂氯化钾。

实施例2

本实施例提供一种海域天然气水合物钻井液，包括如下组分：

15g膨润土，200mL淡水，300mL海水，碱度调节剂：0.5g氢氧化钠、0.5g碳酸钠，1g低温流型调节剂BDV-110S，7.5g低温包被抑制剂BDFL-120S，5g低温降滤失剂BDF-600S，10g动力学抑制剂BDH-100S，15g热力学抑制剂氯化钾。

实施例3、4

分别将实施例1、2(对应实施例3、4)提供的海域天然气水合物钻井液，通过如下方法制备：

将碱度调节剂和淡水混合，在3000r/min的转速下搅拌2min，获得碱水；

将膨润土和碱水混合，并以4000r/min的转速搅拌30min，搅拌后于25℃养护24h获得膨润土淡水浆；

将海水和所述膨润土淡水浆混合，并以4000r/min的转速搅拌10-15min，获得膨润土海水浆；

将低温流型调节剂、低温降滤失剂、低温包被抑制剂、动力学抑制剂、热力学抑制剂和所述膨润土海水浆混合，获得海域天然气水合物钻井液；其中，低温流型调节剂、低温降滤失剂、低温包被抑制剂、动力学抑制剂与所述膨润土海水浆混合时，分别以10000r/min的转速搅拌5min，热力学抑制剂与所述膨润土海水浆混合时，以10000r/min的转速搅拌20min。

对比例1

本对比例与实拖例3的不同之处在于：膨润土加量为25g，低温流型调节剂BDV-110S加量为2.5g，低温降滤失剂BDF-600S加量为15g。

对比例2

本对比例与实施例4的不同之处在于：不使用动力学抑制剂BDH-100S和热力学抑制剂氯化钾。

实验例1

对实施例3、4和对比例1制得的海域天然气水合物钻井液进行流变性能测试，测试结果如表1所示。

对实施例3和对比例2制得的海域天然气水合物钻井液进行水合物抑制性能测试，测试结果如图1-3所示。

表1

从表1的数据可以看出：

(1)本发明提供的海域天然气水合物钻井液的粘度、切力适中，低剪切速率粘度良好，中压失水量较低；特别的，4℃下流变学性能良好，与25℃下的流变学性能对比可见，各指标增幅均小于60％，具有良好的低温流变稳定性能。

(2)从实拖例与对比例可以看出，过高的膨润土、流型调节剂和降滤失剂加量下，钻井液的常温与低温流变性能指标均大幅增长，特别的，低温流变性能指标较常温时增幅明显，均超过90％，塑性粘度甚至达到123％，低温流变稳定性差。

从图1的压力曲线可以看出，实施例3在测试过程中压力稳定，最终压力14.60MPa，压降0.40MPa；对比例1在测试过程中压力明显降低，最终压力8.90MPa，压降6.10MPa。

从图2可以看出，实施例3试验结束后反应釜内无水合物生成。

从图3可以看出，对比例2试验结束后反应釜内生成约90.62g水合物。

对比图1的压力变化曲线和图2、图3的水合物生成情况，可以看出：实施例3的水合物生成抑制性能优异，对比例2的水合物生成抑制性能差。

尽管已描述了本发明的优选实施例，但本领域内的技术人员一旦得知了基本创造性概念，则可对这些实施例作出另外的变更和修改。所以，所附权利要求意欲解释为包括优选实施例以及落入本发明范围的所有变更和修改。

显然，本领域的技术人员可以对本发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。

Claims (10)

1.一种海域天然气水合物钻井液，其特征在于，所述钻井液包括如下组分：

膨润土海水浆100份，碱度调节剂0.2-0.5份，低温流型调节剂0.1-0.3份，低温包被抑制剂0.5-2份，低温降滤失剂1-2份，动力学抑制剂1-3份，热力学抑制剂1-10份：

所述低温流型调节剂为高分子聚合物BDV-110S；

所述低温包被抑制剂为高分子聚合物BDFL-120S；

所述低温降滤失剂为高分子聚合物BDF-600S。

2.根据权利要求1所述的一种海域天然气水合物钻井液，其特征在于，所述膨润土海水浆由膨润土、淡水和海水组成，所述膨润土、淡水和海水的质量比分别为(1-4)∶(20-40)∶(60-80)。

3.根据权利要求1所述的一种海域天然气水合物钻井液，其特征在于，所述碱度调节剂包括如下至少一种：氢氧化钠、碳酸钠。

4.根据权利要求1所述的一种海域天然气水合物钻井液，其特征在于，所述动力学抑制剂为水合物抑制剂BDH-100S。

5.根据权利要求1所述的一种海域天然气水合物钻井液，其特征在于，所述热力学抑制剂为氯化钾。

6.一种如权利要求1-5任一项所述的海域天然气水合物钻井液的制备方法，其特征在于，包括：

按所述质量分数的组分，准备各组分；

将碱度调节剂和淡水混合，获得碱水；

将膨润土和所述碱水混合，获得膨润土淡水浆；

将海水和所述膨润土淡水浆混合，获得膨润土海水浆；

将低温流型调节剂、低温降滤失剂、低温包被抑制剂、低温流型调节剂、动力学抑制和热力学抑制剂剂分次与所述膨润土海水浆混合，获得海域天然气水合物钻井液。

7.根据权利要求6所述的海域天然气水合物钻井液的制备方法，其特征在于，所述将膨润土和所述碱水混合，获得膨润土淡水浆，包括：

将膨润土和所述碱水混合，并以3000-5000r/min的转速搅拌25-35min，搅拌后于15-35℃养护24h，获得膨润土淡水浆。

8.根据权利要求6所述的海域天然气水合物钻井液的制备方法，其特征在于，所述将海水和所述膨润土淡水浆混合，获得膨润土海水浆，包括：

将海水和所述膨润土淡水浆混合，并以3000-5000r/min的转速搅拌10-15min，获得膨润土海水浆。

9.根据权利要求6所述的海域天然气水合物钻井液的制备方法，其特征在于，所述将低温流型调节剂、低温降滤失剂、低温包被抑制剂、低温流型调节剂、动力学抑制和热力学抑制剂剂分次与所述膨润土海水浆混合，获得海域天然气水合物钻井液，包括：

将低温流型调节剂、低温降滤失剂、低温包被抑制剂、低温流型调节剂、动力学抑制和热力学抑制剂剂分次与所述膨润土海水浆混合，获得海域天然气水合物钻井液，

其中，加入低温流型调节剂、低温降滤失剂、低温包被抑制剂、低温流型调节剂和动力学抑制剂进行混合时，分别以8000-11000r/min的转速搅拌5-10min，加入热力学抑制剂进行混合时，以8000-11000r/min的转速搅拌20-30min。

10.一种如权利要求1-5任一项所述的海域天然气水合物钻井液的应用，其特征在于，应用于海域天然气水合物资源的钻探、试采和/或开发。

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