非磺化抗高温降滤失水基钻井液

摘要

本发明涉及一种非磺化抗高温降滤失水基钻井液，本发明提供的钻井液配方：按重量100％计，1％‑4％膨润土、0.25％‑3％CCM、2％‑4％NMPS、0.5％‑2％MMC、3％‑5％Na2CO3、0.25％‑1％DM和余量水。本发明钻井液具有高温降滤失性能，并且所研制的该抗高温降滤失钻井液的合成材料易得，造价低，适合大规模工业生产，具备油田应用潜力。另外，本钻井液体系响应国家对环保的号召，整个体系摒弃了聚磺类处理剂。

说明书

技术领域

本发明涉及石油钻井领域，特别是涉及一种非磺化抗高温降滤失水基钻井液。

背景技术

近几十年来的勘探开发,浅层段原油基本已被开发殆尽，除少量未被发现或开采的油层。目前，我国主产力油层主要位于深井段,例如:我国塔里木深井井深达8408m。随着石油开发钻井的深入,井下高温高压环境不可避免。此外，实验研究及现场施工表明温度与压力的大幅提高将显著提高常用钻井液体系的滤失量。钻井液大量滤失会引起泥页岩的水化膨胀与分散,阻塞渗流通道，造成卡钻，严重时还易引起井壁失稳。因此,现场作业对钻井液提出了更高的要求，即高温低滤失性能。本文所发明的抗高温降滤失钻井液旨在解决这一技术难题。

发明内容

本发明的目的是提供一种非磺化环保型抗高温降失钻井液，所研制抗高温降滤失钻井液的合成材料易获取，造价低适合大规模工业生产，具备油田应用潜力。另外，本钻井液体系响应国家对环保的号召，整个体系摒弃了聚磺类处理剂。本发明提供的钻井液配方：按重量100％计，1％-4％膨润土、0.25％-3％CCM、2％-4％NMPS、0.5％-2％MMC、3％-5％Na2CO3、0.25％-1％DM和余量水。

膨润土为钻井液用钠基膨润土，纯度为工业级。根据国内外大量的研究表明，膨润土具有多种有益功效，如：提高体系稳定性,促进携带岩屑。

CCM:黄原胶(XC)与N，N’－亚甲基双丙烯酰胺复合液

CCM为抗高温稳定剂,100-110℃以下，主要依靠XC大分子结构，通过氢键吸附及包被作用，降低钻井液滤失。

黄原胶随温度升高自降解，然而，高温下N，N’－亚甲基双丙烯酰胺单体间相互缔合，能构建具有一定强度的空间网络，从而稳定体系结构强度,保证钻井液低滤失及携岩性能。

NMPS:羧基丁苯胶乳,是以丁二烯、苯乙烯加少量羧酸及其它助剂，通过乳液聚合生成的三元共聚物，是一种带有蓝紫色光泽的乳白色水分散体。结合苯乙烯比例较高，具有较高的粘结力和结膜强度，机械及化学稳定性好，流动性、贮存稳定性均佳，填充量大等优点。残留苯类单体甚微，属环保型产品。其对钻井液有一定的增稠效果，可以增强体系的悬浮性能，防止沉降。

MMC:阳离子乳化沥青。MMC是一种普遍廉价的工厂化产品。本发明将其作为降失水剂，因其携带正电荷易与黏土矿物吸附，促进钻井液在井下快速形成泥饼，形成阻隔带，有效遏制钻井液进一步失水。沥青颗粒大小均为微米级，因此该试剂降滤失性能有限，对微孔隙无法形成封堵效应。

DM为自制抗高温降滤失分散液,通过对单壁多羟基碳纳米管(DCC)进行共价改性，即富有极性官能团的活性物,依靠氢键与共价键双重作用，与纳米管的两端或侧链结合。DCC可根据工程需要，配制不同的抗温碳纳米材料，耐温范围800℃-1500℃,高温下不易变形。

DM具体制备方法如下:

1.1％-3％DDC，3％-5％十二烷硫酸钠(SDS),在室温下低速搅拌5-7h，目的是为了充分分散DDC；

2.离心上述初步分散液，离心速度4000-6000rpm，离心时间30min,除去离心管下部沉淀(结扎纳米管)，取离心管上部分散液(此部分DDC未结扎，分散性良好)；

3.对步骤2中所得分散液辅以超声分散，超声温度为30℃,超声时间6-8h。该步骤分散所得分散液即为DM。

Na₂CO₃为无水碳酸钠,其目的在于提高钻井液矿化度,降低化学势,降低钻井液自身滤失量。

本发明同时提供该钻井液配制过程如下：

首先,将膨润土与水混合低速搅拌，搅拌24h后，得到钻井液基浆。之后，将已调制好的CCM复合液，加入基浆，搅拌1h。之后，继续添加NMPS，搅拌2h。然后，加入NMC，充分搅拌，直至NMC完全分散于混合液。最后，将DM与Na₂CO₃混合加入钻井液体系，搅拌3-5h后,即得施工用钻井液。

本发明钻井液具有高温降滤失性能，并且所研制的该抗高温降滤失钻井液的合成材料易得，造价低，适合大规模工业生产，具备油田应用潜力。另外，本钻井液体系响应国家对环保的号召，整个体系摒弃了聚磺类处理剂。

附图说明

图1：DWX抗温性能评价试验结果图；

图2：钻井液体系对泥页岩水化膨胀影响图。

具体实施方式

实施例1：

1％膨润土、3％CCM、2％NMPS、2％MMC、5％Na₂CO₃、1％DM和余量水。

实施例2：

4％膨润土、0.25％CCM、4％NMPS、0.5％MMC、3％Na₂CO₃、0.25％DM和余量水。

实施例3：

2％膨润土、1.5％CCM、3％NMPS、1％MMC、4％Na₂CO₃、0.75％DM和余量水。

实施例4：

3％膨润土、0.25％CCM、2.5％NMPS、0.5％MMC、5％Na2CO3、0.25％DM和余量水。(该配方代号为DWX)

实施例5：

将1％-3％DDC，3％-5％十二烷硫酸钠(SDS),在室温下低速搅拌5-7h，使充分分散DDC；离心上述初步分散液，离心速度4000-6000rpm，离心时间30min,除去离心管下部沉淀(结扎纳米管)，取离心管上部分散液(此部分DDC未结扎，分散性良好)；对上述步骤中所得分散液辅以超声分散，超声温度为30℃,超声时间6-8h。该步骤分散所得分散液即为DM。

实施例6：

根据上述实施例1-4的配方，将膨润土与水先混合低速搅拌，搅拌24h后，得到钻井液基浆。之后，将已调制好的CCM复合液，加入基浆，搅拌1h。之后，继续添加NMPS，搅拌2h。然后，加入NMC，充分搅拌，直至NMC完全分散于混合液。最后，将DM与Na₂CO₃混合加入钻井液体系，搅拌3-5h后,即得施工用钻井液。

试验例1：钻井液高温高压滤失量研究

实验器材:GGS42高温高压滤失仪(青岛同春石油仪器有限公司)

工作温度：升温30min内,温度可达150-180℃仪器承压:5MPa仪器极限压力:6MPa有效失水面积:22.6cm²

微孔隙评价介质制备：

随着地层的深入，压实作用增强，此时的岩石孔隙已为微米级甚至出现亚微米级裂隙。因此,有必要研制微孔隙介质，对这一地层岩石进行模拟，从而评价钻井液在深井段的滤失性。

配制微孔隙模拟液：

7％膨润土+5％碳酸钙+10％重晶石+1％聚丙烯酰胺+3％二氧化硅

(膨润土:钻井液用膨润土(工业级)碳酸钙:2200目重晶石：粒径微米级二氧化硅:亲水性纳米二氧化硅，粒径为7-40nm,比表面积(BET)为300m2/g)将300ml上述模拟液倒入高温高压滤失仪,压力为5MPa,温度为常温。30分钟后,倒出滤失仪内的液体，将下层滤饼取出，常温干燥老化6h。老化后,将该滤饼重新放入高温高压滤失仪，测得清水API滤失流量(压力3.5Mpa，温度常温,压滤时间30min)为0.002mL/s,该流量远小于黄进军等人引入纳米封堵剂NF-1所压制泥饼(压力3.5Mpa，温度23℃)的流量。此外,泥饼厚度仅为0.1cm小于黄进军[钻井液与完井液，2016，(05)：15-18]等人所压制泥饼厚度。在过流断面面积相同的前提下，依据经典达西渗流公式，本发明所用泥饼渗透率(2.809×10-4mD)要小于NF-1微孔隙泥饼，可作为微孔隙评价介质。

以该泥饼作为评价介质，本发明对比研究了不同温度下清水，常用聚磺钻井液，DWX的失水量。如图1所示(聚磺钻井液：3％膨润土+3％SMP+3％SMC+0.5％FA367+5％Na₂CO₃)、(SMP:磺化酚醛树脂SMC:磺化褐煤FA367:两性离子聚合物强包被剂)。

由于,该泥饼促凝成分为聚丙烯酰胺，所构建的空间分子网状结构，高温下易被破坏，失去交联能力。宏观表现为，泥饼孔隙度增大，渗透率提高，故而滤失量增大。本发明与常用磺化类降滤失钻井液均表现出高温降滤失性能。然而，本发明所研制的钻井液特别之处在于，不仅能有效抑制钻井液自身失水，而且能率先封堵泥饼孔隙,并在泥饼表面形成纳米膜,阻塞流体流通通道并降低泥饼表面的孔渗值。实验结果表明，虽因聚丙烯酰胺的高温老化，泥饼滤失量增大，但所研制抗高温降滤失钻井液能及时填补孔隙，阻止钻井液中的水分进一步尚失。最终稳定温度为180℃，稳定滤失量为1mL,该钻井液具备高温降滤失性能。

试验例2：泥页岩高温高压水化膨胀试验

泥页岩水化膨胀是因井眼钻井液中的水分经裂隙渗入井壁表面岩土，而引起岩土矿物体积膨胀。因此，泥页岩的水化膨胀率可从侧面评价钻井液的滤失性。

实验仪器:HTP-4高温高压膨胀仪(青岛同春石油仪器有限公司)

HTP-4型高温高压单通道页岩膨胀仪，能模拟井下温度(≤260℃)和压力(≤7MPa)，泥页岩膨胀量测试范围0.01mm～20mm。

依照中国石油行业标准《泥页岩理化性能试验方法》(SY/T 5613-2000)制作泥页岩实验岩心。本发明对比研究了清水，聚磺钻井液，DWX对岩心膨胀率的影响，如图2所示(温度180℃,压力3.5MPa)。

实验结果表明，高温高压条件下，新研制DWX钻井液对泥页岩岩心膨胀率的影响最小，其实验最大膨胀率为18％。说明在DWX钻井液体系作用下，由钻井液中进入岩心的水分量最少，同时再次体现其高温低滤失的性能。

虽然，上文中已经用一般性说明及具体实施方案对本发明作了详尽的描述，但在本发明基础上，可以对之作一些修改或改进，这对本领域技术人员而言是显而易见的。因此，在不偏离本发明精神的基础上所做的这些修改或改进，均属于本发明要求保护的范围。