一种海洋高温高压水基型钻井液制造技术

本发明专利技术公开了一种海洋高温高压水基型钻井液，按照重量百分数计，包括以下各组分：膨润土浆2.5％、聚阴离子纤维素0.6％、磺化沥青2％、磺化树脂2‑3％、3‑4％磺化聚煤、2％抗高温聚合物、1‑2％抗高温稀释剂、0.5‑0.9％烧碱、7.5‑8.2％重晶石、10％甲酸钾、1.5％润滑剂，余量为水，所述钻井液的pH为10‑11，在150℃、100MPa状态下，总滤失量小于8mL/30min，15min后滤失量小于0.7mL/min。本发明专利技术的水基型钻井液具有较低的高温高压滤失量，形成的滤饼薄而韧、流变性好、储层保护效果好，在钻进过程中能够较好的解决高温高压难题钻进和预控井下事故，对后续类似井作业具有一定的借鉴意义和推广价值。

A kind of marine high temperature and high pressure water-based drilling fluid

【技术实现步骤摘要】
一种海洋高温高压水基型钻井液
本专利技术属于海洋石油钻井
，具体涉及一种海洋高温高压水基型钻井液。
技术介绍
位于中国南海西部的莺-琼区块是全球三大高温高压油气资源成藏区之一，地层压力系数高达2.40g/cm3，安全作业密度窗口小0.08g/cm3，井下最高温度达246℃，最大钻井液密度2.8g/cm3。在已钻高温高压井中，常出现钻井液的流变性在高温下容易受到破坏，导致井下井壁易坍塌，带来井下恶性漏失和钻具遇卡等复杂问题，为海洋高温高压性质的井钻进作业埋下了极大的安全隐患。同时，在高温高压复杂工况下，电缆测井和储层保护等问题便愈发严峻。
技术实现思路
针对现有技术中存在的问题，本专利技术提供一种海洋高温高压水基型钻井液，本专利技术钻井液具有良好的抗高温性和流变性、较低的高温高压滤失量、优良的滤饼质量，储层保护效果好，能够解决高温高压情况下钻井液流变性难以控制、井下恶性漏失、储层保护失控、卡钻的问题。为实现上述目的，本专利技术采用以下技术方案：本专利技术提供一种海洋高温高压水基型钻井液，按照重量百分数计，包括以下各组分：膨润土浆2.5％、聚阴离子纤维素0.6％、磺化沥青2％、磺化树脂2-3％、3-4％磺化聚煤、2％抗高温聚合物、1-2％抗高温稀释剂、0.5-0.9％烧碱、7.5-8.2％重晶石、10％甲酸钾、1.5％润滑剂，余量为水，所述钻井液的pH为10-11，在150℃、100MPa状态下，总滤失量小于8mL/30min，15min后滤失量小于0.7mL/min。作为优选的技术方案，所述聚阴离子纤维素选用低粘度聚阴离子纤维素PF-PAC-LV。作为优选的技术方案，所述润滑剂为润滑小球、油性润滑剂或石墨。作为优选的技术方案，所述重晶石的密度为4.5g/cm3。作为优选的技术方案，所述抗高温聚合物为AA、AM和AMPS的聚合物。作为优选的技术方案，所述抗高温稀释剂为磺化苯乙烯顺酐共聚物。本专利技术的海洋高温高压水基型钻井液体系由磺化材料、抗高温聚合物、抑制性盐、加重剂和抗高温稀释剂构成，体系具有良好的抑制粘土矿物质水化分散的能力、较强的高温流变性、优良的润滑性及岩屑悬浮能力。在储层保护效果方面需要减少钻井液、滤液侵入，保证电缆测井取心作业时的取心质量。本专利技术海洋高温高压水基型钻井液的组分筛选过程如下：(1)选取基础配方：2.5％膨润土浆+0.6％聚阴离子纤维素+2％磺化沥青+2～3％磺化树脂+3～4％磺化聚煤+2％抗高温聚合物+1～2％抗高温稀释剂+0.5％～0.9％烧碱+7.5-8.2％重晶石(4.5g/cm3)，余量为水。其中，基础配方中聚阴离子纤维素选用麦克巴(magcobar)公司的低粘度聚阴离子纤维素PF-PAC-LV，磺化沥青选用麦克巴(magcobar)公司的PF-GBL，磺化树脂选用麦克巴(magcobar)公司的PF-SHP，磺化聚煤选用麦克巴(magcobar)公司的PF-SKCH，抗高温聚合物为SL-HT-FL,为AA、AM和AMPS的聚合物,抗高温稀释剂Drilldillute为磺化苯乙烯顺酐共聚物。不同密度下的基础配方钻井液的性能如表1表1不同密度下的基本配方钻井液性能实验条件为：温度240℃，老化时间16h。(2)抑制剂优选通过吸附等温法测试饱和状态下的盐溶液的活度数值，实验结果见表2表2饱和状态下的盐溶液的活度值结果显示甲酸钾的活度值为最低，适合作为抑制剂加入到钻井液中。实验室内选取莺-琼盆地的地层岩屑进行泥页岩膨胀与岩屑滚动回收率实验，优选与评价抑制剂，在基础配方中加入等量的氯化钠与甲酸钾，测得钻井液样品16h的线性膨胀率如表3所示，结合表2实验结果可知，甲酸钾作为钻井液的抑制剂可以有效降低溶液水的活度同时具有优良的抑制泥页岩水化效果。表3抑制性能评价(3)润滑剂优选在基础配方中加入不同种类的润滑剂后，进行钻井液体系的润滑系数测试，结果见表4，润滑小球选自麦克巴(magcobar)公司的PF-BLAB、油性润滑剂选用麦克巴(magcobar)公司的PF-LUBE，石墨选择麦克巴(magcobar)公司的GRA。实验结果表明，几种润滑剂均能满足高温高压工况下的对润滑性的需求，可在钻井过程中进行配合使用，达到最佳效果。表4钻井液润滑性测试结果(4)抗高温聚合物与抗高温稀释剂性能评价钻井液使用抗高温聚合物和抗高温稀释剂有效抑制和减少膨润土粒子的高温分散，控制钻井液中的膨润土含量在3％以下，使新型高温高压水基型钻井液只发生高温增稠而不至于胶凝。评价了密度为2.5g/cm3水基型钻井液A和密度为2.3g/cm3水基型钻井液B。其中，钻井液A采用基础配方，钻井液B在基础配方的基础上去除抗高温聚合物SL-HT-FL，评价结果见表5。表5水基型钻井液A与水基型钻井液B的稳定性能评价备注：A配方热滚的实验条件是248℃、16h，静止老化实验条件是248℃、静置7d。B配方热滚的实验条件是180℃、16h，老化实验条件是180℃、静置7d。A、B配方室内评价显示均无重晶石沉淀。从表5可以看出，密度2.50/cm3的水基型钻井液A在240℃下性能变化相对较小；而密度2.30g/cm3的水基型钻井液B在180℃下的性能变化相对较大。实验结果表明，加入2％抗高温聚合物能明显提高钻井液的高温工况下的稳定性。(5)封堵性能评价对基础配方制得的钻井液进行封堵性能评价。磺化沥青对砂岩孔隙形成较好的封堵，防止钻井液滤液过多地侵入地层。使用两端均开口的高温高压滤失仪进行漏失实验，在压力10MPa，温度为150℃的实验条件下进行漏失测试来评价封堵性能。从滤失速率统计可以看出(见附图1)，总滤失量小于8mL/30min，15min后钻井液体系的滤失速率接近于平缓，小于0.7mL/min，表明已经在岩心的端面形成了有效封堵，能够阻止滤液和固相进入岩心，取得了良好的封堵承压效果。(8)抗岩屑污染能力评价在基础配方的基础上加入质量分数为10％的甲酸钾评价其抗岩屑污染能力，添加甲酸钾作为抑制剂，水活度低、离子嵌入、压缩双电层的机理决定了其抑制性极强。强抑制性使得污染进入钻井液的岩屑变成惰性物，对性能没有太大的不良影响。选取莺-琼区块的岩屑经过干燥处理后进行抗污染实验，实验结果见表6。通过对实验结果分析可以发现，钻井液体系具有良好的抗岩屑污染能力，在加入10％的岩屑后，体系依然保持稳定的流变性，满足了井下复杂工况的作业需求。表6抗岩屑污染实验结果(9)储层保护评价选取莺-琼区块的岩心进行渗透率恢复值实验，试验结果见表7，从表7可以看出，渗透率恢复值为90％以上，表明高温高压钻井液体系具有良好的储层评价效果。钻井液中加入磺化沥青和甲酸钾，能够提升高温高压下的封堵及抑制性能。添加抗高温聚合物能够控制高温高压滤失量，从而避免钻井液滤液大量进入储本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种海洋高温高压水基型钻井液，其特征在于，按照重量百分数计，包括以下各组分：膨润土浆2.5％、聚阴离子纤维素0.6％、磺化沥青2％、磺化树脂2-3％、3-4％磺化聚煤、2％抗高温聚合物、1-2％抗高温稀释剂、0.5-0.9％烧碱、7.5-8.2％重晶石、10％甲酸钾、1.5％润滑剂，余量为水，所述钻井液的pH为10-11，在150℃、100MPa状态下，总滤失量小于8mL/30min，15min后滤失量小于0.7mL/min。/n

【技术特征摘要】
1.一种海洋高温高压水基型钻井液，其特征在于，按照重量百分数计，包括以下各组分：膨润土浆2.5％、聚阴离子纤维素0.6％、磺化沥青2％、磺化树脂2-3％、3-4％磺化聚煤、2％抗高温聚合物、1-2％抗高温稀释剂、0.5-0.9％烧碱、7.5-8.2％重晶石、10％甲酸钾、1.5％润滑剂，余量为水，所述钻井液的pH为10-11，在150℃、100MPa状态下，总滤失量小于8mL/30min，15min后滤失量小于0.7mL/min。


2.如权利要求1所述的一种海洋高温高压水基型钻井液，其特征在于，所述聚阴离子纤维素选用低粘度...

【专利技术属性】
技术研发人员：吴佩，曹丕廷，王啸晔，柯金，
申请(专利权)人：上海江南长兴造船有限责任公司，
类型：发明
国别省市：上海;31