一种无土相抗高温储层钻井液及其制备方法

摘要

一种无土相抗高温储层钻井液及其制备方法。所述储层钻井液包括100重量份的淡水、150至220重量份的甲酸钾、0.2至0.25重量份的pH调节剂、2至3重量份的抗高温降滤失剂、0.4至0.8重量份的抗高温提切剂、5至8重量份的碳酸钙、0至200重量份的锰矿粉；所述方法包括：将所述重量份的甲酸钾溶解在淡水中，加入所述重量份的pH调节剂、抗高温降滤失剂、抗高温提切剂、碳酸钙和锰矿粉，搅拌。本申请的储层钻井液能够满足较高的密度需求，具有良好的稳定性，在高温(例如，150‑160℃的)下使用时仍能保持稳定的性能，并且具有良好的储层保护性能、沉降稳定性和大斜度井携岩的携带能力，能够满足水平井钻进需要。

权利要求

1.一种无土相抗高温储层钻井液，所述储层钻井液为以下重量份的各组分：所述pH调节剂为氢氧化钠和/或氢氧化钾；

所述抗高温降滤失剂为土豆交联淀粉；

所述土豆交联淀粉能够抗温至少140℃；

所述抗高温提切剂为黄原胶；

所述碳酸钙为粒径不同的碳酸钙粉末，所述碳酸钙粉末的粒径级配是根据不同的储层的物理性质利用理想充填理论来选择的；

所述锰矿粉的相对密度为4.7g/cm3，平均粒径为0.5μm。

2.一种制备根据权利要求1所述的无土相抗高温储层钻井液的方法，包括：将所述重量份的甲酸钾溶解在淡水中；

加入所述重量份的pH调节剂、抗高温降滤失剂、抗高温提切剂、碳酸钙和锰矿粉，搅拌。

说明书

一种无土相抗高温储层钻井液及其制备方法

技术领域

[0001] 本申请涉及但不限于一种储层钻井液及其制备方法，具体涉及但不限于一种无土相且抗高温的储层钻井液及其制备方法。

背景技术

[0002] 储层钻井液是兼顾钻井液和完井液功能的在储层段使用的工作液。储层钻井液通常不含固相，有时候也会加入可酸溶性固相来调节密度或者预防漏失，但不应该含有易封堵储层的膨润土或重晶石。目前，国内的严格意义上的无土相和无重晶石的储层钻井液体系，密度一般都在1.60g/cm3以内，而且抗温性一般都在120℃以内。当面对较高的密度需求时，往往还需要添加重晶石进行加重。另外，当井底温度较低时，储层钻井液的性能通过聚合物就可以维护，但在超过150℃的高温条件下，常规的聚合物会降解，造成储层钻井液体系性能的恶化，所以适用于高温条件下的无固相储层钻井液一直是行业内公关的难点。

[0003] 因此，需要开发一种无土相和无重晶石并且可以满足较高密度需求的抗高温储层钻井液。

发明内容

[0004] 本申请提供了一种无土相抗高温储层钻井液。

[0005] 本申请提供的无土相抗高温储层钻井液，包括以下重量份的各组分：

[0006]

[0007]

[0008] 在本申请中，术语“淡水”指矿化度在5000以下的水。

[0009] 在本申请中，锰矿粉不是必要组分，是否添加锰矿粉由实际生产中对储层钻井液的密度要求决定。甲酸钾作为配制储层钻井液的盐水使用时，推荐使用的最高密度不超过1.55g/cm3。在本申请中，如果需要的储层钻井液的密度不超过1.55g/cm3，可通过调节甲酸钾的添加量来调节储层钻井液的密度，不需加入锰矿粉；如果需要的储层钻井液的密度超过了1.55g/cm3，则需要添加锰矿粉。

[0010] 在本申请的实施方式中，所述pH调节剂可以为氢氧化钠和/或氢氧化钾等。

[0011] 在本申请的实施方式中，所述抗高温降滤失剂可以为土豆交联淀粉。

[0012] 可选地，所述土豆交联淀粉可以为本领域常用的土豆交联淀粉，例如北京中科日升科技有限公司或开平联技化工有限公司生产的土豆交联淀粉。

[0013] 在本申请的实施方式中，所述土豆交联淀粉能够抗温至少140℃。

[0014] 在本申请的实施方式中，所述抗高温提切剂可以为黄原胶。

[0015] 可选地，所述黄原胶为鄂尔多斯市中轩生化股份有限公司生产的黄原胶。

[0016] 在本申请的实施方式中，所述碳酸钙可以为粒径不同的碳酸钙粉末。所述粒径不同的碳酸钙粉末的粒径级配，即碳酸钙粉末的粒径和不同粒径的碳酸钙粉末的配比，可以通过本领域常用的方法进行选择，例如，根据不同的储层的物理性质(如孔隙度，渗透率等)，利用理想充填理论通过本领域专业计算软件(例如中海油田服务股份有限公司的Ideal Particle Expert，MI SWACO的软件OPTIBRIDGE)计算获得。

[0017] 在本申请的实施方式中，所述锰矿粉的相对密度可以为4.7g/cm3，平均粒径可以约为0.5μm。可选地，所述锰矿粉为挪威埃肯公司生产的锰矿粉micromax。

[0018] 本申请还提供了一种制备如上所述的无土相抗高温储层钻井液的方法。

[0019] 本申请提供的制备无土相抗高温储层钻井液的方法，包括：

[0020] 将所述重量份的甲酸钾溶解在淡水中；

[0021] 加入所述重量份的pH调节剂、抗高温降滤失剂、抗高温提切剂、碳酸钙和锰矿粉，搅拌。

[0022] 本申请中各组分的作用如下：

[0023] (1)甲酸钾

[0024] 提高储层钻井液的协同抑制性、抗温能力和密度。

[0025] (2)pH调节剂

[0026] 调节体系的pH值。

[0027] (3)抗高温降滤失剂

[0028] 具有较好的抗温性能，用于调节储层钻井液的流变性，在本申请中与抗高温提切剂一起使用能够对流变性的调节起到协同增效的作用。

[0029] (4)抗高温提切剂

[0030] 在淡水、盐水泥浆中使用时可提高体系的粘度、动切力和切力，加入很少的量即可使体系产生较高的粘度，并兼有降滤失作用。它的另一显著特点是具有优良的剪切稀释性能，能够有效地提高钻井液的触变性，改进流型。

[0031] (5)碳酸钙

[0032] 用于封堵储层，减少固相和液相对储层的侵害，控制钻井液的滤失性能。

[0033] (6)锰矿粉

[0034] 主要成分为Mn3O4，属于酸溶性钻井液加重剂，在钻井液中具有优异的悬浮能力。

[0035] 与现有技术相比，本申请所获得的有益技术效果如下：

[0036] 1、本申请的储层钻井液的密度可在较大范围内进行调节，并且不需要添加膨润或或重晶石就能够满足较高的密度需求，最高密度能够达到2.2g/cm3。

[0037] 2、本申请的储层钻井液具有良好的稳定性，在高温(例如，150-160℃的)下使用时仍能保持稳定的性能。

[0038] 3、本申请的储层钻井液具有良好的储层保护性能，渗透率恢复值高于90％。

[0039] 4、本申请的储层钻井液具有较强的凝胶强度，结构快速形成后不再持续增强，具有良好的沉降稳定性和大斜度井携岩的携带能力，能够满足水平井钻进需要。

附图说明

[0040] 图1为本申请实施例1的储层钻井液的静切力随时间的变化趋势图。

具体实施方式

[0041] 下面通过实施例来描述本申请的实施方式，本领域的技术人员应当认识到，这些具体的实施例仅表明为了达到本申请的目的而选择的实施技术方案，并不是对技术方案的限制。根据本申请的教导，结合现有技术对本申请技术方案的改进是显然的，均属于本申请保护的范围。

[0042] 以下实施例中所使用的原料和试剂，如无特别说明，均为常规的市售产品。

[0043] 实施例1

[0044] 将660g甲酸钾充分溶解在300mL淡水中，然后在11000转/min的高速搅拌的条件下，缓慢加入0.66g氢氧化钠，6.0g土豆交联淀粉(北京中科日升科技有限公司)，1.6g黄原胶(鄂尔多斯市中轩生化股份有限公司)，24.0g经颗粒级配的碳酸钙(包括粒径为1200目、800目和400目的碳酸钙粉末，并且三者的重量比为1:1:1)和184g锰矿粉(挪威埃肯公司，micromax)，高速搅拌20min。

[0045] 实施例2

[0046] 将660g甲酸钾充分溶解在300mL淡水中，然后在11000转/min的高速搅拌的条件下，缓慢加入0.66g氢氧化钠，6.0g土豆交联淀粉(北京中科日升科技有限公司)，1.6g黄原胶(鄂尔多斯市中轩生化股份有限公司)，24.0g经颗粒级配的碳酸钙(包括粒径为1200目、800目和400目的碳酸钙粉末，并且三者的重量比为1:1:1)和435g锰矿粉(挪威埃肯公司，micromax)，高速搅拌20min。

[0047] 对比例1

[0048] 在11000转/min的高速搅拌的条件下，缓慢将0.88g氢氧化钠，8.0g土豆交联淀粉(北京中科日升科技有限公司)，2.0g黄原胶(鄂尔多斯市中轩生化股份有限公司)，24.0g经颗粒级配的碳酸钙加入到400mL淡水中，高速搅拌20min。

[0049] 储层钻井液性能评价

[0050] 1、常规性能评价

[0051] 将实例1-2和对比例1的储层钻井液在160℃下热滚16小时，然后测定其常温下的流变性、API滤失量和150℃、3.5MPa下的HTHP滤失量，结果见表1。

[0052] 表1无土相抗高温储层钻井液体系的常规性能评价数据

[0053]

[0054] 从表1可以看出，复配的甲酸钾和锰矿粉使得实施例1-2的储层钻井液具有较高的密度，并且实施例1-2的储层钻井液具有较好的抗温性能和较低的滤失量。

[0055] 2、沉降稳定性评价

[0056] 按照实施例1配制三份相同的储层钻井液，将其分别放入老化罐，然后竖直放入烘箱中，维持烘箱内温度为160℃，分别在烘箱内放置3天、5天和7天后取出，测量每个老化罐上部与下部的储层钻井液的密度，并根据(公式1)计算沉降因子，结果见表2。

[0057]

[0058] 式中：

[0059] SF——沉降因子，无量纲；

[0060] ρtop——样品上层密度，单位为克每立方厘米(g/cm3)；

[0061] ρbottom——样品底层密度，单位为克每立方厘米(g/cm3)。

[0062] 表2沉降稳定性试验数据

[0063]

[0064] 行业内通常认为SF在0.52以内就几乎不存在沉降的危险，从表2可以看出，本申请实施例1的储层钻井液在7天内都没有发生沉降的危险，说明稳定性良好。

[0065] 3、静切力评价

[0066] 主要评价样品的静切力与时间的关联性，也就是储层钻井液能在很短的时间内形成弱凝胶结构，并且达到一定强度后不再随时间的变化而增加的特性。将老化后的实施例1的储层钻井液放入旋转粘度计中，分别在10s、30s、1min、2min、5min、10min、20min、30min、60min和120min测量其静切力。结果见表3和图1。

[0067] 表3静切力随时间变化实验实验数据

[0068]

[0069] 根据行业惯例，静切力超过10Pa即表示凝胶强度较强。从表3和图1可以看出，本申请实施例1的储层钻井液具有较强的凝胶强度，结构快速形成后不再持续增强，说明其具有良好的沉降稳定性和大斜度井携岩的携带能力，能够满足水平井钻进需要。

[0070] 4、储层保护性能评价

[0071] 参照中国石油天然气行业标准SY/T6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》，对实施例1的储层钻井液进行储层保护性能评价。主要步骤如下：

[0072] ①岩心准备，测定基本数据，烘干抽真空使用标准盐水饱和16h。

[0073] ②使用岩心流动仪在160℃下煤油渗透率Ko；

[0074] ③160℃下，200-s/min下反向动态污染120min；

[0075] ④使用岩心流动仪在160℃下测定污染后煤油渗透率Kos，并结合(公式2)计算渗透率恢复值Ro，试验结果如表4所示。

[0076] Ro＝Kos/Ko×100％  (公式2)

[0077] 式中：

[0078] Ro——渗透率恢复值，单位为％。

[0079] Ko——岩心污染前煤油渗透率，单位为mD；

[0080] Kos——岩心污染后煤油渗透率，单位为mD。

[0081] 表4岩心基本数据

[0082]

[0083] 表5岩心驱替实验结果

[0084]

[0085]

[0086] 从表4-5可以看出，本申请实施例1的储层钻井液的渗透率恢复值均在90％以上，表明体系具有良好的储层保护效果。

[0087] 对本申请实施例2的储层钻井液采用与上述相同的方法进行评价，能够获得与实施例1的储层钻井液相似的性能参数。

[0088] 所述仅为本申请的优选实施例，并非对本申请作出任何形式上和实质上的限制。本领域的技术人员，在不脱离本申请技术方案的范围内，当可利用以上所揭示的技术内容而作出的些许更改、修饰与演变的等同变化均为本申请的等效实施例；同时，凡依据本申请的实质技术对以上实施例所作的任何等同变化的更改、修饰与演变等均在本申请的由权利要求界定的范围内。