一种无固相海水微泡沫钻井液或完井液

摘要

本发明公布了一种无固相海水微泡沫钻井液或完井液，该钻井液或完井液由以下重量份的原料组成：①增粘剂，0.5~0.7份；②稳泡剂，0.4~0.6份；③发泡剂，1.2~1.5份；④降滤失剂，2~4份；⑤流型调节剂，0.2~0.4份；⑥碱，0.2~0.3份；⑦密度调节剂，0-80份；⑧基液，100份。制备方法为：上述组分①—⑦按其含量，在常温常压下，机械搅拌的条件下以常规方式依次加入组分⑧中，全部加入后搅拌2-6小时。本发明所涉及的无固相海水微泡沫钻井液或完井液不含有膨润土，密度可调范围大，并且流变性能优异、滤失量低、稳定性高，适宜用于海洋低压易漏地层的钻井或完井施工中。

说明书

技术领域

本发明涉及一种钻井液与完井液，特别涉及一种无固相海水微泡沫钻井液或完井液。

背景技术

    随着全球油气资源消耗的不断增加和勘探技术的发展，海洋油气资源的开发已经成为研究的热点。海洋钻井和陆地钻井主要存在两个区别：1、海洋钻井平台远离海岸，如果使用淡水配浆，钻井成本很高，而且还有运输困难、不易储存等问题，如果使用海水配浆，面临的问题是海水的矿化度高，要求处理剂有较好的耐盐性；2、海洋中生活着大量的生物，如果返排至海底的钻井液有较强的毒性，或不易生物降解，就会污染环境，破坏生物链，甚至危害人类健康，因此要求钻井液无生物毒性。此外，还要注意泥岩井壁稳定、低压地层井漏等问题。微泡沫钻井液具有抑制性强、有利于保持泥岩井壁稳定、防漏堵漏能力强、可循环使用等优点，特别适合于海洋低压地层的勘探开发。

《钻井液与完井液》杂质2010年7月第27卷第4期刊登了一篇题为《可循环泡沫钻井液在渤海油田的应用》的资料，介绍了可循环泡沫钻井液在渤海油田开发中的应用，其基础配方为：2%淡水膨润土+0.2%NaOH+0.2%Na₂CO₃+0.4%PAC-HV+0.3%XC+0.4%起泡剂SDP-1+0.5%稳泡剂SDP-2。其缺点是利用淡水配浆，成本高，而且需要预水化配浆，现场配制不方便，此外，体系中含有的膨润土会对储层造成伤害。

中国石油大学（华东）2008年硕士论文《海上油田复杂地层钻井液技术研究》利用海水基浆研制出两个抗温120℃的海水微泡沫钻井液配方和两个抗温150℃的海水微泡沫钻井液配方。其海水基浆的组成为：一份12%膨润土浆+两份海水+0.2%Na₂CO₃+0.15%NaOH。《钻井液与完井液》杂志2008年11月第25卷第6期刊登了一篇题为《抗高温海水微泡沫钻井液实验研究》的资料，介绍了一个抗高温海水微泡沫钻井液的配方，其配方为：60mL(9％膨润土浆)+120mL海水+0.2％Na₂CO₃+0.1％NaOH+0.6%CMC-MV+0.3％XC+1％高温稳定剂LNW+0.4％SDP-1+0.5％SDP-2+适量的加重TJ。上述技术利用海水取代了部分淡水配浆，减少了淡水的用量，但是仍然需要部分淡水预水化配浆，同样存在现场配制不方便、容易对储层造成伤害的不足。

《中国海上油气(工程)》杂质2001年8月第13卷第4期刊登了一篇题为《可循环微泡沫钻井液的研制》的资料，介绍了一种适用于海上油田的海水微泡沫钻井液，其配方为：海水+2.5%膨润土+0.1%Na₂CO₃+0.2%PAC-HV+0.8%DFD+0.1%80A51+0.6%JFC+1%SMP+0.2%WDJ+1.5%KWF+1%HSN。上述技术利用海水配浆，可以就地取材，不需要运送和储存淡水，降低了成本，但是其不足是体系中含有较大量的膨润土浆，需要预水化配浆，现场配制不方便，而且膨润土会对储层造成伤害，难以最大限度地发现和保护油气层。

中国专利CN101643641B和中国专利CN101649192A分别公布了一种低固相含量和无固相含量的微泡沫钻井液配方，省去了膨润土预水化的过程，简化了配制工艺，增强了微泡沫的稳定性，保护油气层效果好。《钻井液与完井液》杂志2012年5月第29卷第3期刊登了一篇题为《无固相微泡沫钻井液的研究及应用》的资料，介绍了一种无固相微泡沫钻井液钻井液体系并在邵4-平1井进行了现场应用，效果良好。上述技术制备的微泡沫钻井液含有少量或不含有膨润土，不需要预水化配浆，克服了普通微泡沫钻井液固相侵入的问题，但是其不足是利用淡水来制备微泡沫钻井液，存在运输和存储淡水成本较高的问题，限制了其在海洋低压易漏地层的使用。

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，提供一种无固相海水微泡沫钻井液或完井液，能直接利用海水配制，并且适合海洋低压易漏地层使用的无固相微泡沫钻井液或完井液，扩展微泡沫钻井液或完井液的应用范围。

一种无固相海水微泡沫钻井液或完井液，其技术方案是由以下重量份的组分制成：

① 增粘剂           0.5~0.7份

② 稳泡剂           0.4~0.6份

③ 发泡剂           1.2~1.5份

④ 降滤失剂         2~4份

⑤ 流型调节剂       0.2~0.4份

⑥ 碱             0.2~0.3份

⑦ 密度调节剂       0-80份

⑧ 基液             100份；

所述的增粘剂为黄原胶：高粘羧甲基纤维素钠=3~5：1~2的比例组合，所述的稳泡剂为聚阴离子纤维素，所述的发泡剂为抗盐改性茶皂素：α-烯基磺酸钠=7~9：2~3的比例组合，所述的降滤失剂为改性淀粉：抗盐降滤失剂=3~5：4~6的比例组合，所述的流型调节剂为有机硅腐殖酸钾，所述的碱为碳酸钠，所述的密度调节剂为超细碳酸钙，所述的基液为海水；

上述组分①—⑦按其含量，在常温常压下，机械搅拌的条件下依次加入组分⑧中，全部加入后搅拌2-6小时。

优选的，本发明由以下较佳重量份的组分制成：

①增粘剂，0.6份，由黄原胶：高粘羧甲基纤维素钠=5：2的比例组成；② 稳泡剂，0.5份，为聚阴离子纤维素；③ 发泡剂，1.3份，由抗盐改性茶皂素：α-烯基磺酸钠=7：3的比例组合；④ 降滤失剂，2份，由改性淀粉：抗盐降滤失剂=3：5的比例组合；⑤ 流型调节剂，0.3份，为有机硅腐殖酸钾；⑥ 碱，0.3份，为碳酸钠；⑦ 密度调节剂 20份，为超细碳酸钙；⑧ 基液 100份，为海水；

配制方法：上述组分①—⑦按其含量，在常温常压下，机械搅拌的条件下，以常规方式依次加入组分⑧中，全部加入后搅拌4小时，得到产品。

优选的，本发明由以下较佳重量份的组分制成：

① 增粘剂，0.6份，由黄原胶：高粘羧甲基纤维素钠=3：1的比例组成；② 稳泡剂，0.6份，为聚阴离子纤维素；③ 发泡剂，1.4份，由抗盐改性茶皂素：α-烯基磺酸钠=9：2的比例组合；④ 降滤失剂，3.5份，由改性淀粉：抗盐降滤失剂=5：4的比例组合；⑤ 流型调节剂，0.25份，为有机硅腐殖酸钾；⑥ 碱，0.2份，为碳酸钠；⑦ 密度调节剂 40份，为超细碳酸钙；⑧ 基液 100份，为海水；

配制方法：上述组分①—⑦按其含量，在常温常压下，机械搅拌的条件下，以常规方式依次加入组分⑧中，全部加入后搅拌4小时，得到产品。

另外，上述的增粘剂为黄原胶：高粘羧甲基纤维素钠=4：1的比例组合；上述的发泡剂为抗盐改性茶皂素：α-烯基磺酸钠=8：3的比例组合；上述的降滤失剂为改性淀粉：抗盐降滤失剂=5：6的比例组合。

本发明与现有技术相比，具有以下效果：

1、所涉及的微泡沫钻井液或完井液直接利用海水配制，不需要使用淡水，省去了淡水的运输和储存环节，节省了成本；

2、所涉及的微泡沫钻井液或完井液不含有膨润土，不需要预水化配浆，配制方便快捷，简化了现场施工工艺；

3、所涉及的微泡沫钻井液或完井液不含有膨润土，对储层伤害小，对油气层保护效果好；

4、所涉及的微泡沫钻井液或完井液抗盐能力强，以海水作为基液仍然具有很好的稳定性，能够满足现场施工的需要；

5、所涉及的微泡沫钻井液或完井液流变性能优异，具有较强携岩能力；

6、所涉及的微泡沫钻井液或完井液密度可调范围广，而且滤失量低，封堵能力强，对孔隙微裂缝有防漏、堵漏作用，适合用于低压易漏地层的钻探；

7、所涉及的微泡沫钻井液生物毒性小，特别适合海洋领域钻井或完井的应用。

具体实施方式

   结合具体的实施方式对本发明作进一步说明：

本发明提到的无固相海水微泡沫钻井液或完井液及配制方法：

用于以下非限定性实施例的无固相海水微泡沫钻井液或完井液如下制备，成分与比例，按照添加剂重量份含有（重量份）：

① 增粘剂 SL-HDT           0.5~0.7份

② 稳泡剂 SL-HWJ           0.4~0.6份

③ 发泡剂 SL-HDF           1.2~1.5份

④ 降滤失剂 SL-HJL          2~4份

⑤ 流型调节剂 SL-HDPR      0.2~0.4份

⑥ 碱                       0.2~0.3份

⑦ 密度调节剂 SL-HDR       0-80份

⑧ 基液                     100份

所述的增粘剂为黄原胶：高粘羧甲基纤维素钠=3~5：1~2的比例组合，所述的稳泡剂为聚阴离子纤维素，所述的发泡剂为抗盐改性茶皂素：α-烯基磺酸钠=7~9：2~3的比例组合，所述的降滤失剂为改性淀粉：抗盐降滤失剂=3~5：4~6的比例组合，所述的流型调节剂为有机硅腐殖酸钾，所述的碱为碳酸钠，所述的密度调节剂为超细碳酸钙，所述的基液为海水；

配制方法：上述组分①—⑦按其含量，在常温常压下，机械搅拌的条件下（600转/min）以常规方式依次加入组分⑧中，全部加入后搅拌2-6小时，优选4小时。

本发明提到的无固相海水微泡沫钻井液或完井液性能的检测方法：

无固相海水微泡沫钻井液或完井液的检测使用Fann35A型粘度计在25℃条件下进行，依次测量600r/min，300 r/min，200 r/min，100 r/min，6 r/min，3 r/min的读数分别记为：Φ600，Φ300，Φ200，Φ100，Φ6，Φ3的读数，根据下列公式计算塑性粘度和动切力：

表观粘度（AV）= 1/2(Φ600)；

塑性粘度（PV）=Φ600–Φ300；

动切力（YP）=1/2(Φ300–PV)。

本发明提到的无固相海水微泡沫钻井液或完井液滤失性能的检测方法：

用手指堵住压滤器接头的小孔，将微泡沫钻井液倒入压滤器中，使液面高于杯内刻度线并距顶部距离为l厘米，放好O型密封圈，铺平滤纸，拧紧杯盖，然后将压滤器与三通接头连通，并把刻度量筒放在压滤仪流出口下面。迅速加压并计时，所加压力为0.7 MPa。压力源为氮气。当滤出时间到30分钟时，将滤失仪流出口上的残留液滴收集到量筒中，移去量筒，读取并记录所采集的滤液的体积(单位为mL)。

本发明提到的无固相海水微泡沫钻井液或完井液稳定性的检测方法：

以100份海水为基液，加入所需的处理剂配制本发明所涉及的微泡沫钻井液，之后迅速将其倒入量筒中，开始计时，并观察析出50份液体所需要的时间，即为半衰期t_1/2。

 

实施例1

①增粘剂SL-HDT，0.5份，由黄原胶（XC）：高粘羧甲基纤维素钠（HV-CMC）=3：2的比例组成；②稳泡剂SL-HWJ，0.4份，为聚阴离子纤维素（PAC）；③发泡剂SL-HDF，1.2份，由抗盐改性茶皂素（ZY-WP）：α-烯基磺酸钠（AOS）=7：2的比例组合；④降滤失剂SL-HJL，2.5份，由改性淀粉（DFD-140）：抗盐降滤失剂（SJ-1）=3：4的比例组合；⑤流型调节剂SL-HDPR，0.2份，为有机硅腐殖酸钾；⑥碱，0.2份，为碳酸钠；⑦密度调节剂 0份；⑧基液 100份，为海水。

配制方法：上述组分①—⑦按其含量，在常温常压下，机械搅拌的条件下（600转/min）以常规方式依次加入组分⑧中，全部加入后搅拌4小时，测试其流变性能、滤失性能以及半衰期。

实施例2

①增粘剂SL-HDT，0.6份，由黄原胶（XC）：高粘羧甲基纤维素钠（HV-CMC）=5：2的比例组成；② 稳泡剂SL-HWJ，0.5份，为聚阴离子纤维素（PAC）；③ 发泡剂SL-HDF，1.3份，由抗盐改性茶皂素（ZY-WP）：α-烯基磺酸钠（AOS）=7：3的比例组合；④ 降滤失剂SL-HJL，2份，由改性淀粉（DFD-140）：抗盐降滤失剂（SJ-1）=3：5的比例组合；⑤ 流型调节剂SL-HDPR，0.3份，为有机硅腐殖酸钾；⑥ 碱，0.3份，为碳酸钠；⑦ 密度调节剂 20份，为超细碳酸钙；⑧ 基液 100份，为海水。

配制方法：上述组分①—⑦按其含量，在常温常压下，机械搅拌的条件下（600转/min）以常规方式依次加入组分⑧中，全部加入后搅拌4小时，测试其流变性能、滤失性能以及半衰期。

实施例3

① 增粘剂SL-HDT，0.6份，由黄原胶（XC）：高粘羧甲基纤维素钠（HV-CMC）=3：1的比例组成；② 稳泡剂SL-HWJ，0.6份，为聚阴离子纤维素（PAC）；③ 发泡剂SL-HDF，1.4份，由抗盐改性茶皂素（ZY-WP）：α-烯基磺酸钠（AOS）=9：2的比例组合；④ 降滤失剂SL-HJL，3.5份，由改性淀粉（DFD-140）：抗盐降滤失剂（SJ-1）=5：4的比例组合；⑤ 流型调节剂SL-HDPR，0.25份，为有机硅腐殖酸钾；⑥ 碱，0.2份，为碳酸钠；⑦ 密度调节剂 40份，为超细碳酸钙；⑧ 基液 100份，为海水。

配制方法：上述组分①—⑦按其含量，在常温常压下，机械搅拌的条件下（600转/min）以常规方式依次加入组分⑧中，全部加入后搅拌4小时，测试其流变性能、滤失性能以及半衰期。

实施例4

① 增粘剂SL-HDT，0.7份，由黄原胶（XC）：高粘羧甲基纤维素钠（HV-CMC）=4：1的比例组成；② 稳泡剂SL-HWJ，0.5份，为聚阴离子纤维素（PAC）；③ 发泡剂SL-HDF，1.5份，由抗盐改性茶皂素（ZY-WP）：α-烯基磺酸钠（AOS）=7：2的比例组合；④ 降滤失剂SL-HJL，4份，由改性淀粉（DFD-140）：抗盐降滤失剂（SJ-1）=5：6的比例组合；⑤ 流型调节剂SL-HDPR，0.2份，为有机硅腐殖酸钾；⑥ 碱，0.3份，为碳酸钠；⑦ 密度调节剂 60份，为超细碳酸钙；⑧ 基液 100份，为海水。

配制方法：上述组分①—⑦按其含量，在常温常压下，机械搅拌的条件下（600转/min）以常规方式依次加入组分⑧中，全部加入后搅拌4小时，测试其流变性能、滤失性能以及半衰期。

实施例5

① 增粘剂SL-HDT，0.6份，由黄原胶（XC）：高粘羧甲基纤维素钠（HV-CMC）=5：1的比例组成；② 稳泡剂SL-HWJ，0.4份，为聚阴离子纤维素（PAC）；③ 发泡剂SL-HDF，1.5份，由抗盐改性茶皂素（ZY-WP）：α-烯基磺酸钠（AOS）=9：2的比例组合；④ 降滤失剂SL-HJL，2份，由改性淀粉（DFD-140）：抗盐降滤失剂（SJ-1）=5：4的比例组合；⑤ 流型调节剂SL-HDPR，0.25份，为有机硅腐殖酸钾；⑥ 碱，0.2份，为碳酸钠；⑦ 密度调节剂 80份，为超细碳酸钙；⑧ 基液 100份，为海水。

配制方法：上述组分①—⑦按其含量，在常温常压下，机械搅拌的条件下（600转/min）以常规方式依次加入组分⑧中，全部加入后搅拌4小时，测试其流变性能、滤失性能以及半衰期。

 

实施例1~5所涉及的无固相海水微泡沫钻井液或完井液的性能表征，如表1所示。

表1无固相海水微泡沫钻井液或完井液的性能表征 

由表1的数据可知，本发明所涉及的无固相海水微泡沫钻井液密度在0.61~0.95g/cm³之间可调，流变性能优异，粘度和切力保持在较好的水平上，具有较强携岩能力，能够满足钻井的需要；本发明涉及的无固相海水微泡沫钻井液滤失量小于6.4mL，具有优异的防漏堵漏能力；本发明涉及的无固相海水微泡沫钻井液半衰期都在8h以上，稳定性很好，能够满足现场应用的需要。