CN105505346A - 一种低温地层钻井用水基钻井液 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种低温地层钻井用水基钻井液。其技术方案是包括以下重量份的组分制成：水100份，配浆土0～4份，流型调节剂0.1～5份，页岩抑制剂1～8份，包被抑制剂0.05～0.5份，降滤失剂3～10份，水合物抑制剂10～40份，润滑剂1～2份，重晶石0～100份；有益效果：1、本发明的钻井液在-5℃低温下具有良好的流动性，塑性粘度≤40mPa·s，动切力≤25Pa；2、本发明的钻井液具有良好的井壁稳定性和滤失造壁性，可将粘土膨胀率降低约70~90%，页岩回收率最高达到88.2%（清水为21.1%）；API滤失量≤5mL；3、本发明的钻井液具有良好的水合物抑制性，在-5℃、15MPa条件下可保证钻井液搅拌16h无水合物生成；4、本发明的钻井液润滑系数＜0.1，可满足钻井作业要求。
Description
技术领域
本发明涉及一种石油天然气开采用钻井液，特别涉及一种低温地层钻井用水基钻井液，应用于海洋深水及冻土带低温地层的水基钻井液。
背景技术
海洋深水油气及天然气水合物资源丰富，潜力巨大；冻土带同样蕴藏着丰富的天然气水合物资源。与陆地或浅海钻井相比，海洋深水及冻土带超低温地层钻井面临着许多特殊的技术问题，要求钻井液必须具有以下特点：（1）良好的低温流变性。随着水深的增加，海水温度越来越低，墨西哥湾、我国南海及西非海域海底温度最低为2~4℃。低温造成钻井液粘度、切力大幅度上升，油基钻井液甚至出现显著的胶凝现象，造成过高的当量循环密度，引起井漏等问题。而北海海域最低温度达到-5℃，冻土带地层温度也可低至-5℃左右。超低温环境对钻井液流变性提出了巨大挑战。（2）有效抑制天然气水合物的生成。深水海底或冻土带低温高压环境中极易导致钻井液中形成天然气水合物，堵塞导管和防喷器等，造成严重的安全事故。（3）有效抑制深水浅部疏松地层或冻土带地层井壁失稳。（4）良好的滤失造壁性和润滑性。
油基/合成基钻井液具有优异的抑制性和稳定性，是复杂地层钻进的首选，但其在低温钻井条件下会发生胶凝，无法正常循环。因此，低温地层钻井需要使用水基钻井液。但常规的水基钻井液难以解决深水浅部疏松地层的井壁失稳问题，并且在低温高压条件下天然气水合物抑制性差，难以满足深水及冻土带低温地层钻井工程技术要求。
国内外针对钻井液低温流变特性的研究报道较多，但是对深水和冻土带低温地层（-5℃甚至更低）钻井液体系研制方面的发明专利仅有1项。
中国专利文献公开号为103834371A，专利名称为《一种冻土层或严寒地区钻探用耐超低温钙基低固相钻井液》，由水100份、氯化钙10~30份、多功能复合剂1~10份、降粘剂0.5~2.0份、降滤失剂0.1~10份、润滑剂1~5份、消泡剂1~3份组成。该钻井液在-5℃下塑性粘度为15mPa·s，API滤失量为5.0mL，在-35℃下仍具有流动性。但该钻井液仅对流变性进行了评价与优化，未考虑井壁稳定性、水合物抑制性以及滤失性能等综合性能。要实现现场应用，钻井液必须具有良好的流变性、滤失性、井壁稳定性、水合物抑制性等。
发明内容
本发明的目的就是针对现有技术存在的上述缺陷，提供一种低温地层钻井用水基钻井液，在低温条件下具有良好的流变性和水合物抑制性；滤失量低；可有效稳定井壁；具有良好的润滑性能。
其技术方案是包括以下重量份的组分制成：
水100份，配浆土0～4份，流型调节剂0.1～5份，页岩抑制剂1～8份，包被抑制剂0.05～0.5份，降滤失剂3～10份，水合物抑制剂10～40份，润滑剂1～2份，重晶石0～100份；
其中，配浆土采用钠基膨润土和钙基膨润土中至少一种；
流型调节剂采用钻井液用黄原胶、粘弹性表面活性剂和单宁降粘剂中至少一种；
包被抑制剂采用部分水解聚丙烯酰胺、阳离子聚丙烯酰胺中至少一种；
页岩抑制剂是聚乙二醇、乙二醇和丙三醇共聚物和氯化钾中至少一种；
降滤失剂是聚阴离子纤维素、磺化褐煤、淀粉和磺化酚醛树脂中至少两种；
水合物抑制剂是氯化钠和乙二醇中至少一种；
润滑剂是植物油酯类润滑剂、表面活性剂类润滑剂和矿物油中至少一种。
优选的，上述粘弹性表面活性剂是十六烷基三甲基溴化铵和十六烷基三甲基氯化铵中至少一种。
本发明与现有技术相比具有如下有益效果：
1、本发明的钻井液在-5℃低温下具有良好的流动性，塑性粘度≤40mPa·s，动切力≤25Pa；
2、本发明的钻井液具有良好的井壁稳定性和滤失造壁性，可将粘土膨胀率降低约70~90%，页岩回收率最高达到88.2%（清水为21.1%）；API滤失量≤5mL；
3、本发明的钻井液具有良好的水合物抑制性，在-5℃、15MPa条件下可保证钻井液搅拌16h无水合物生成；
4、本发明的钻井液润滑系数＜0.1，可满足钻井作业要求。
具体实施方式
实施例1：配制海水基深水钻井液体系，包括以下重量份的组分制成：
配浆土采用钠基膨润土3kg；页岩抑制剂采用聚乙二醇3kg和KCl5kg；流型调节剂采用黄原胶0.2kg和粘弹性表面活性剂十六烷基三甲基氯化铵0.5kg；包被抑制剂采用阳离子聚丙烯酰胺0.1kg；降滤失剂采用聚阴离子纤维素和淀粉，其中：聚阴离子纤维素0.5kg；淀粉2.5kg；润滑剂采用植物油酯类润滑剂SD-505：1kg；水合物抑制剂采用NaCl：10kg；海水记为100kg。
实施例2：
配制无粘土相海水基深水钻井液体系，包括以下重量百分比的组分：
配浆土采用钠基膨润土0kg；页岩抑制剂采用聚乙二醇3kg；包被抑制剂采用部分水解聚丙烯酰胺0.2kg；流型调节剂采用黄原胶0.4kg；降滤失剂采用聚阴离子纤维素0.5kg；淀粉1.5kg；磺化酚醛树脂4kg；水合物抑制剂采用NaCl：20kg；矿物油2kg；重晶石20kg；海水记为100kg。
实施例3：配制海水基深水钻井液体系，包括以下重量份的组分制成：
配浆土采用钙基膨润土4kg；页岩抑制剂采用聚乙二醇0.3kg和氯化钾0.7kg；流型调节剂采用黄原胶2kg和粘弹性表面活性剂十六烷基三甲基氯化铵3kg；包被抑制剂采用阳离子聚丙烯酰胺0.5kg；降滤失剂采用聚阴离子纤维素和淀粉，其中：聚阴离子纤维素3kg；淀粉7kg；润滑剂采用植物油酯类润滑剂SD-505：1kg；水合物抑制剂采用NaCl：40kg；海水记为100kg。
实施例4：配制海水基深水钻井液体系，包括以下重量份的组分制成：
配浆土采用钠基膨润土2kg；页岩抑制剂采用乙二醇1kg和丙三醇共聚物2kg；流型调节剂采用单宁降粘剂0.1kg；包被抑制剂采用阳离子聚丙烯酰胺0.05kg；降滤失剂采用聚阴离子纤维素和淀粉，其中：聚阴离子纤维素3kg；淀粉7kg；润滑剂采用表面活性剂类润滑剂2kg；水合物抑制剂采用乙二醇10kg；海水记为100kg。
实施例5：配制海水基深水钻井液体系，包括以下重量份的组分制成：
配浆土采用钙基膨润土4kg；页岩抑制剂采用聚乙二醇0.3kg和氯化钾1.7kg；流型调节剂采用黄原胶2kg和粘弹性表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵3kg；包被抑制剂采用阳离子聚丙烯酰胺0.1kg；降滤失剂采用磺化褐煤3kg；润滑剂采用植物油酯类润滑剂SD-505：2kg；水合物抑制剂采用乙二醇：30kg；海水记为100kg。
下面对实施例1-5制备的钻井液的效果进行测试。
1、钻井液低温流变性和滤失性
在-5℃和10℃条件下测试钻井液120℃/16h热滚后的流变性和滤失性，见表1。结果表明，本发明的钻井液在-5℃和10℃下具有良好的流变性，未发生低温严重增稠甚至胶凝，可满足深水钻井技术要求。API滤失量＜5mL，具有良好的滤失造壁性。
表1钻井液流变性指标
2、页岩抑制性
通过页岩膨胀实验及滚动分散实验，测试钻井液抑制泥页岩水化膨胀、分散能力，见表2。结果表明，本发明的钻井液具有良好的抑制页岩水化膨胀、分散效果。
表2钻井液页岩抑制性测试结果
注：岩样在清水中的回收率为21.1%
3、天然气水合物抑制效果
借助天然气水合物抑制性评价设备，模拟了深水海底低温高压环境（-5℃、15MPa），测试了本发明的钻井液的天然气水合物抑制效果。结果表明，本发明的钻井液搅拌16h后仍未发现有天然气水合物生成，表明其具有优良的天然气水合物抑制效果。
以上所述，仅是本发明的部分较佳实施例，任何熟悉本领域的技术人员均可能利用上述阐述的技术方案加以修改或将其修改为等同的技术方案。因此，依据本发明的技术方案所进行的任何简单修改或等同置换，尽属于本发明要求保护的范围。
Claims (2)
1.一种低温地层钻井用水基钻井液，其特征是：包括以下重量份的组分制成：
水100份，配浆土0～4份，流型调节剂0.1～5份，页岩抑制剂1～8份，包被抑制剂0.05～0.5份，降滤失剂3～10份，水合物抑制剂10～40份，润滑剂1～2份，重晶石0～100份；
其中，配浆土采用钠基膨润土和钙基膨润土中至少一种；
流型调节剂采用钻井液用黄原胶、粘弹性表面活性剂和单宁降粘剂中至少一种；
包被抑制剂采用部分水解聚丙烯酰胺、阳离子聚丙烯酰胺中至少一种；
页岩抑制剂是聚乙二醇、乙二醇和丙三醇共聚物和氯化钾中至少一种；
降滤失剂是聚阴离子纤维素、磺化褐煤、淀粉和磺化酚醛树脂中至少两种；
水合物抑制剂是氯化钠和乙二醇中至少一种；
润滑剂是植物油酯类润滑剂、表面活性剂类润滑剂和矿物油中至少一种。
2.根据权利要求1所述的低温地层钻井用水基钻井液，其特征是：所述粘弹性表面活性剂是十六烷基三甲基溴化铵和十六烷基三甲基氯化铵中至少一种。
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