一种保护地热储层的超高温钻井液及其流变性控制方法与流程

1.本发明涉及高温地热(干热岩)钻探及深部油气钻探的钻井液技术领域，特别涉及一种保护地热储层的超高温钻井液及其流变性控制方法。


背景技术：

2.随着地热(干热岩)清洁能源和油气资源向深部勘探开发，钻遇地层的温度越来越高，井底温度接近甚至超过240℃的钻井工程不断涌现，如干热岩gr1井、松科二井等，亟需储备耐温240℃的超高温钻井液技术。
3.耐240℃以上超高温水基钻井液技术是深部高温钻探的关键技术之一。水基钻井液中的各种组分在超高温下会发生物理变化与化学反应，导致钻井液流变性等性能发生剧变，严重时甚至会导致钻井作业无法正常进行。具体来说，水基钻井液发生高温增稠，钻井液流变性变差，导致泵压升高、井眼清洁度差、旋转扭矩和提下钻阻力增大等；聚合物处理剂高温降解等引起钻井液粘度降低，导致钻井液悬浮及携带性能变差，对孔壁冲蚀作用加剧等，所有这些都会对井内安全及钻进效率产生不利的影响。钻探过程中通常采用重晶石等固相加重材料来提高钻井液密度，这些固相材料会封堵储层，造成储层不可逆污染。因此，如何保证超高温环境下水基钻井液的流变稳定性，同时加强对储层的保护作用，是超深井超高温井钻井液面临的“卡脖子”技术难题。
4.目前耐240℃超高温钻井液体系及储层保护的研究已取得了一定进展，但钻井液的高温流变稳定性尚未得到彻底解决。因此，开展耐240℃超高温水基钻井液及其高温流变稳定性控制方法研究，有利于提升深部钻探高温钻井液的技术水平。


技术实现要素：

5.本发明要解决的技术问题是目前超高温钻井液流变性难以控制的难题。
6.为了解决上述问题，本发明提供了一种超高温钻井液，含有如下重量份数的组分：
[0007][0008]
优选的，所述超高温钻井液包括如下重量份数的组分：
[0009][0010]
优选的，所述复合盐至少为氯化钠、甲酸钠、甲酸钾中的两种。
[0011]
优选的，所述ph调节剂为氢氧化钠。
[0012]
优选的，所述高温增粘剂为丙烯酰胺、n-甲基马来酰亚胺与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸单体的三元共聚物。
[0013]
优选的，所述高温降滤失剂为磺化沥青gslt和磺酸盐共聚物dsp-1按质量比2～4:1～2混合而成。
[0014]
优选的，所述高温防塌封堵剂为软化点220～240℃的沥青粉末、细度400～600目的碳酸钙粉末和玄武岩纤维按质量比1～2:2～4:1～2混合而成。
[0015]
本发明还提供了上述超高温钻井液流变性控制方法，即通过改变复合盐、钠膨润土及海泡石的加量，控制钻井液的高温流变稳定性。
[0016]
经由上述技术方案可知，与现有技术相比，本发明提供了一种保护地热储层的超高温钻井液及其流变性控制方法，具有如下优异效果：
[0017]
(1)本发明提供的超高温水基钻井液耐高温效果好，在240℃高温老化后具有优良的流变稳定性和降滤失效果。
[0018]
(2)本发明通过改变复合盐、钠膨润土及海泡石的加量，提供了一种简单易操作的流变性控制方法。
[0019]
(3)本发明提供的超高温钻井液可通过加入有机盐来提高钻井液密度(密度范围1.1～1.5g/cm3)，大幅降低了高密度钻井液的固相含量，有利于地热等储层保护。
[0020]
(4)本发明提供的超高温钻井液适用于深部地热(干热岩)钻探，深部油气钻探及深部大陆科学钻探工程。
附图说明
[0021]
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据提供的附图获得其他的附图。
[0022]
图1为不同膨润土加量钻井液经240℃老化16h后的粘度变化曲线
[0023]
图2为不同海泡石加量钻井液经240℃老化16h后的粘度变化曲线
[0024]
图3为不同复合盐加量钻井液经240℃老化16h后的粘度变化曲线
具体实施方式
[0025]
下面将结合本发明实施例及说明书附图对本发明公开的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
[0026]
且，实施例中所用材料均可通过商业途径获得。
[0027]
本发明中，所述氯化钠为常用的工业盐，如廊坊市华辰化工有限公司、沧州海纳川化工产品有限公司、天津市祥瑞鑫化工科技有限公司生产的工业盐。
[0028]
本发明中，所述甲酸钠及甲酸钾为钻井用水溶性加重材料，可有效减少钻井液中的固相含量，利于钻井液流变性能的控制，如东营科凯石油技术开发有限责任公司、河北华运鸿业化工有限公司、山东凯米科化工股份有限公司生产的甲酸钠及甲酸钾。
[0029]
本发明中，所述氢氧化钠为常用的工业级氢氧化钠，用于调节钻井液ph值。
[0030]
本发明中，所述钠膨润土为钻井液常用造浆材料，是经过钠化改性后的钻井级膨润土，如河北宣化燕北矿业有限公司、山东华潍膨润土有限公司、内蒙古宁城天宇膨润土科技有限公司生产的钠膨润土。
[0031]
本发明中，所述海泡石为纤维状多孔镁质硅酸盐矿物，是具有良好的热稳定性和抗盐性的造浆材料，如河北宏利海泡石绒有限公司、湘潭海泡石科技有限公司、南阳市卧龙区磊宝海泡石加工有限公司生产的海泡石。
[0032]
本发明中，所述高温增粘剂为丙烯酰胺、n-甲基马来酰亚胺与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸单体的三元共聚物，具有良好的高温稳定性和抗盐性能，由北京探矿工程研究所生产，代号ghd。
[0033]
本发明中，所述高温降滤失剂磺化沥青为一种水溶性的磺化沥青，由北京探矿工程研究所生产，代号gslt。
[0034]
本发明中，所述高温降滤失剂磺酸盐共聚物dsp-1是一种磺化多元共聚物，由山东德顺源石油科技有限公司生产。
[0035]
本发明中，所述高温防塌封堵剂为软化点220～240℃的沥青粉末、细度400～600目的碳酸钙粉末和玄武岩纤维组成按质量比1～2:2～4:1～2混合。
[0036]
实施例1
[0037]
(1)超高温钻井液配方
[0038]
按重量份包含水100份、氯化钠5份、甲酸钠5～70份、ph调节剂0.5份、钠膨润土2～8份、海泡石2～8份、高温增粘剂1份、高温降滤失剂4.5份、高温防塌封堵剂3.5份，配制3组钻井液。
[0039]
第1组钻井液按照甲酸钠为5份加量，钠膨润土分别为2份、4份、6份、8份加量，海泡石为4份加量。
[0040]
第2组钻井液按照甲酸钠为5份加量，膨润土为4份加量，海泡石分别为2份、4份、6份、8份加量。
[0041]
第3组钻井液按照甲酸钠分别为10份、30份、50份、70份加量，膨润土为4份加量，海
泡石为4份加量。
[0042]
(2)配制方法
[0043]
首先在清水中加入氯化钠、甲酸钠和ph调节剂，待其充分溶解后，加入钠膨润土和海泡石，高速搅拌均匀，在常温下静止密封养护4h，再依次加入高温增粘剂、高温降滤失剂、高温防塌封堵剂，高速搅拌均匀，制得超高温钻井液。
[0044]
(3)钻井液性能测试
[0045]
配制的钻井液使用滚子加热炉在240℃条件下老化16h，采用六速旋转粘度计、中压滤失仪、高温高压滤失仪和密度计测试钻井液性能，结果如表1所示，根据不同加量钠膨润土、海泡石和甲酸钠的钻井液性能，分别绘制了钠膨润土、海泡石和复合盐的加量与表观粘度和塑性粘度的曲线图，详见图1～图3。
[0046]
表1不同配方的钻井液性能测试结果
[0047][0048]
通过表1数据分析表明，随着钠膨润土、海泡石、甲酸钠的加量增加，钻井液的表观粘度与塑性粘度也随之增加，图1～图3中钻井液表观粘度与塑性粘度的变化趋势平稳，证明通过改变钠膨润土、海泡石、甲酸钠的加量可有效调节钻井液的流变性，其中，膨润土和海泡石加量增加，表观粘度和塑性粘度增加幅度相对较小，动塑比变化较小，密度变化亦较小，而甲酸钠加量增加，表观粘度和塑性粘度增加幅度相对较大，动塑比明显减小，同时密度明显增大。
[0049]
在钻井液实际应用过程中，通过改变钠膨润土或海泡石的加量，可小幅度改变流变参数，同时对滤失性和密度影响较小，通过改变甲酸钠的加量，可大幅度改变流变参数，同时滤失量和密度亦有较大变化，现场可根据实际需求调整钠膨润土、海泡石、甲酸钠的加量，以达到最理想的使用效果。
[0050]
实施例2
[0051]
(1)超高温钻井液配方
[0052]
按重量份包含水100份、氯化钠5份、甲酸钠5份、ph调节剂0.5份、钠膨润土4份、海泡石4份、高温增粘剂1份、高温降滤失剂4.5份、高温防塌封堵剂3.5份，配制钻井液。
[0053]
(2)配制方法
[0054]
首先在清水中加入氯化钠、甲酸钠和ph调节剂，待其充分溶解后，加入钠膨润土和海泡石，高速搅拌均匀，在常温下静止密封养护4h，再依次加入高温增粘剂、高温降滤失剂、高温防塌封堵剂，高速搅拌均匀，制得超高温钻井液。
[0055]
(3)钻井液性能测试
[0056]
配制的钻井液使用滚子加热炉在240℃条件下分别老化16h、32h和48h，采用六速旋转粘度计、中压滤失仪、高温高压滤失仪测试钻井液性能，结果如表2所示。
[0057]
表2不同老化时间的钻井液性能测试结果
[0058][0059]
通过表2数据分析表明，随着老化时间的增加，钻井液粘度呈下降趋势，但下降趋势较平缓，通过表观粘度变化率可看出，钻井液经过240℃高温条件下老化48h，表观粘度变化率不超过20％，证明钻井液具有良好的高温稳定性。
[0060]
在钻井液实际应用过程中，随着使用时间加长，钻井液性能逐渐变差，根据实测性能，适当补充钠膨润土、海泡石及甲酸钠，可使钻井液性能保持在较好的状态，以满足钻探施工需求。
[0061]
实施例3
[0062]
(1)超高温钻井液配方
[0063]
按重量份包含水100份、氯化钠5份、甲酸钾70份、ph调节剂0.7份、钠膨润土5份、海泡石7份、高温增粘剂1份、高温降滤失剂4.5份、高温防塌封堵剂3.5份，配制钻井液。
[0064]
(2)配制方法
[0065]
首先在清水中加入氯化钠、甲酸钾和ph调节剂，待其充分溶解后，加入钠膨润土和海泡石，高速搅拌均匀，在常温下静止密封养护4h，再依次加入高温增粘剂、高温降滤失剂、高温防塌封堵剂，高速搅拌均匀，制得超高温钻井液。
[0066]
(3)钻井液性能测试
[0067]
配制的钻井液使用滚子加热炉在240℃条件下分别老化16h、32h和48h，采用六速旋转粘度计、中压滤失仪、高温高压滤失仪测试钻井液性能，结果如表3所示。
[0068]
表3不同老化时间的钻井液性能测试结果
[0069][0070]
通过表3数据分析表明，随着老化时间的增加，钻井液表观粘度呈小幅度上升趋势，塑性粘度变化不明显，动塑比呈上升趋势，通过表观粘度变化率可看出，钻井液经过240℃高温条件下老化48h，表观粘度变化率不超过10％，证明钻井液具有良好的高温稳定性。
[0071]
在钻井液实际应用过程中，随着使用时间加长，钻井液性能变化，尤其是滤失量变大，根据实测性能，适当补充钠膨润土、海泡石及甲酸钾来调节流变性，补充降滤失剂来降低滤失量，可使钻井液性能保持在较好的状态，以满足钻探施工需求。
[0072]
实施例4
[0073]
(1)超高温钻井液配方
[0074]
按重量份包含水100份、氯化钠5份、甲酸钠5份、ph调节剂0.5份、钠膨润土5份、海泡石5份、高温增粘剂1份、高温降滤失剂5.5份、高温防塌封堵剂3.5份，重晶石加重至密度1.5g/cm3。
[0075]
(2)配制方法
[0076]
首先在清水中加入氯化钠、甲酸钠和ph调节剂，待其充分溶解后，加入钠膨润土和海泡石，高速搅拌均匀，在常温下静止密封养护4h，再依次加入高温增粘剂、高温降滤失剂、高温防塌封堵剂，高速搅拌均匀，加入重晶石至密度1.5g/cm3，制得加重的超高温钻井液。
[0077]
(3)钻井液性能测试
[0078]
配制的加重钻井液使用滚子加热炉在240℃条件下分别老化16h，采用六速旋转粘度计和密度计测试钻井液性能，其中，老化后的钻井液静置24h后分别测定其上部和下部钻井液的密度。结果如表4所示。
[0079]
表4加重前后的钻井液性能测试结果
[0080][0081]
从表4数据看出，使用重晶石加重至密度1.5g/cm3，钻井液老化前后流变性能稳定，且钻井液静置24h后重晶石没有明显沉降，证明该钻井液加重后仍然具有良好的流变性和悬浮稳定性。
[0082]
以上所述实施例仅是为充分说明本发明而所举的较佳的实施例，本发明的保护范围不限于此。本技术领域的技术人员在本发明基础上所作的等同替代或变换，均在本发明的保护范围之内。
[0083]
对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。