低密度海水水包油钻井液的研制

1、收稿日期:2008-04-30;改回日期:2008-06-04作者简介:王荐(1980,男,2002年毕业于重庆石油高等专科学校油田化学专业,长江大学石油工程学院2005届在读工程硕士,现任湖北荆州汉科新技术研究所钻井流体部副经理,主要从事钻井液方面的研究工作。E 2mail :wan gjian 。文章编号:1008-2336(200803-0086-06低密度海水水包油钻井液的研制王荐1,3,张荣2,向兴金3,舒福昌1,吴彬1,周文涛1,蒋卓1(1.荆州市汉科新技术研究所,湖北荆州434000;2.中海油服油化事业部塘沽基地,天津塘沽300452;3.长江大学石油工程学院,湖北荆州4340

2、23摘要:针对低压油气层和欠平衡钻井,以海水为外相,以生物毒性低、闪点高的矿物油(5#白油为内相,采用抗温性和乳化能力强的表面活性剂作为乳化剂,研制了抗高温海水水包油钻井液体系,并对其性能进行了评价。试验结果表明,该钻井液具有乳化稳定性强、抗温稳定性好、储层保护效果好等特点,适合于渤海湾地区潜山地层深井钻探。关键词:水包油;海洋;钻井液;乳化剂;抗高温中图分类号:TE254文献标识码:AStudy and devedopment of oil in low 2density sea w ater drilling fluidWang Jian 1,3,Zhang Rong 2,Xiang Xi

3、ngjin 3,Shu Fuchang 1,Wu Bin 1Wentao 1,Jiang Zhuo 1(1.Jingz hou HA N C New 2Tech Research Institute ,Jingz hou 434000;2.China Oilf ield Services L td.,Tianjin 300452;3.College of Pet roleum Engineering ,Yangtze U niversity ,Jingz hou 434023Abstract :Aiming at the under 2saturated reservoir and under

4、 balanced drilling ,taking sea water as externalphase and mineral oil (5#white oil as internal phase ,oil in sea water drilling fluid was developed using temperature resistant surface active agent with strong emulsifying power as emulsifier.Performance of the system was evaluated by lab study ,and i

5、t showed that the drilling fluid have high emulsifying power and reservoir protection capability ,which fitted for buried hill reservoirs of Bohai Bay.K ey w ords :oil in water ;ocean ;drilling fluid ;emulsifier ;temperature resistant渤海湾地区潜山构造带由于地层压力低,钻井液易发生漏失及储层伤害等问题。此外,一些新发现的区块在钻探井时,为及时准确地发现新的油气藏,

6、更有效地开发油气资源,多实施欠平衡钻井作业,以最大限度地保护储层。水包油钻井液体系主要用于解决一些低孔低渗、缝洞发育易井漏、地层压力系数低的储层保护问题和深井欠平衡技术难题1-2。作为一种低密度欠平衡水基钻井流体,水包油钻井液既保持了水基钻井液的特点,又具备了油基钻井液的特点,适合于欠平衡钻井作业3。虽然水包油钻井液在国内外都进行了成功的应用,但是井温在150以上的井很少4。同时为了满足海上钻井和环保的要求,使用海水作为水包油外相,无毒矿物油作为内相的水包油钻井液几乎未见报道,所以需要建立一套性能稳定的抗高温海水水包油钻井液体系,解决海上水包油钻井液抗高温的问题,并为渤海湾地区潜山构造带钻井液

7、漏失及储层伤害等问题以及海洋深井欠平衡钻井作业提供技术支持和储备。1抗温海水水包油钻井液体系配方优选水包油乳化钻井液是一种热力学不稳定体系,海洋石油86OFFSHORE OIL2008年9月影响其稳定性的最主要因素是乳化剂。乳化剂是决定形成何种类型乳状液的最重要因素,另外水包油乳状液的外相黏度、内相性质及浓度、界面电荷以及固体粉末的加入等也是影响乳状液稳定性的主要因素。室内研究采用海水为外相,5#白油为内相来进行抗温海水水包油钻井液体系构建。1.1乳化剂优选乳化剂的正确选择是形成乳状液体系稳定的关键。乳化剂分子作用力大,界面膜强度高,乳状液越稳定。一般不采用单一的表面活性剂作为乳化剂,因为复合

8、乳化剂能够在油水界面形成强度很高的界面膜,这层膜为复合膜,不易破裂,更有利于乳状液的稳定。绝大多数用于水包油乳化钻井液的乳化剂是水溶性表面活性剂,其亲水亲油平衡值HLB值一般介于818,即乳化剂的亲水性大于亲油性,外相水化膜的厚度大于内相油溶剂化膜的厚度,但为了形成密堆复合膜和增强乳化效果,有时也使用HLB值小于8的表面活性剂作为辅乳化剂。1.1.1乳化剂初选室内选用了大量乳化剂进行复配来优选稳定的乳状液。乳化剂初选方法:配制油水比为37的乳状液,首先在海水中加入乳化剂,高搅加入5#白油,高搅20min后倒入量筒中,静置观察实验现象。实验数据及现象如表1所示。从以上数据可以看出3%HTO25和

9、0.5% AES+0.5%T80+0.5%A220以及4%HTO24和1.5%HTO24(H+1.5%HTO21(H作为水包油乳化剂时乳化能力较好。1.1.2乳化剂的抗高温能力实验通过将乳状液在高温老化后乳化能力的强弱来考察乳化剂的抗温能力。实验方法:将初选合格的乳化剂在150高温下老化16h,然后高搅20min后倒入量筒中,静置观察。通过以上实验对四种水包油型乳化剂抗高温性能进行了评价,实验表明115%HTO24(H+ 1.5%HTO21(H的抗温能力较强,高温老化后的乳状液在6h无油析出(见表2。室内研究表明乳化剂HTO24(H+HTO21 (H具有较好的乳化能力和抗温能力。HTO24 (

10、H由多种阴离子表面活性剂和非离子表面活性表1乳化剂的初选实验T ab.1Selecting emulsif ier乳化剂配方静置稳定性0.5%A220+0.5%BS2124h析油0.5%AES+0.2%A2204h析油0.5%EL240+1%BS2124h析油3%HTO21+0.2%AES4h析油3%HTO22+1%AES4h析油3%HTO22+0.5%EL24010min分层,起泡严重3%HTO23+0.5%EL24030min分层,起泡严重1%OP210+1%AES+0.5%A22020min有界面3%HTO2524h无油析出1%OP210+1%AES+0.5%A220起泡严重0.5%AE

11、S+1%T8010min分层3%HTO21+0.5%AES+0.2%OP21010min分层3%HTO21+0.5%AES+0.2%BS21210min分层0.5%AES+1%T80+0.5%ABS10min分层1%AES+0.5%T80+1%ABS1h分层0.5%AES+0.5%T80+0.2%ABS2h分层0.5%AES+0.5%T80+0.5%A22010h后不分层0.5%AES+1%T80+0.5%A22016h后分层有界面4%HTO2424h无油析出1.5%HTO24(H10h后不分层1.5%HTO24(H+1.5%HTO21(H24h无油析出表2乳化剂抗温性T ab.2T empe

12、rature resistance of emulsif ier乳化剂配方老化后静置稳定性4%HTO241h无油析出3%HTO2520min分层0.5%AES+0.5%T80+0.5%A22010min分层1.5%HTO24(H+1.5%HTO21(H6h无油析出剂组成,HTO21(H为HLB值小于8的油溶性表面活性剂以其作为辅乳化剂形成密堆复合膜和增强乳化效果。1.2增黏剂优选选用水溶性高分子聚合物作水包油钻井液增黏剂,可以提高乳状液分散介质的黏度,减慢分散相液珠的运动速度,提高水包油钻井液的稳定性。第28卷第3期王荐,等1低密度海水水包油钻井液的研制87实验通过对HV 2PAC 、HV 2

13、CMC 、80A51、HPAM 、Y JD 以及抗温抗盐疏水缔合物HV Y 等进行抗温优选(见表3,结果表明,疏水缔合物HV Y 在150下具有较好的稳定性,黏切在高温后变化较小,增黏剂Y JD 相对HV Y 抗温能力差一些,但是其较低的塑性黏度和高的3转6转值可以考虑将其作为流型调节剂来提高水包油钻井液体系携岩能力,同时对乳状液的稳定性也有提高。实验以此配方即:(海水5#白油=73+0.3%NaOH +1.5%主乳HTO 24(H +1.5%辅乳HTO 21(H +增黏剂进行考察。表3抗温增黏剂优选T ab.3Optimization of temperature resistant vis

14、cosif ier增黏剂热滚条件AV/(mPa s PV/(mPa s YP/Pa YP/PV 6/3实验现象4227154/3少量析油注:老化条件为150×16h ,测试温度为50。1.3降滤失剂优选室内对现有抗高温降滤失剂进行了优选,实验表明(见表4室内合成的HK J 作为水包油钻井液的高温降滤失剂具有较好的降滤失效果,API 失水只有4mL ,同时与水包油乳液具有较好的配伍性。实验以此配方即:(海水5#白油=73+0.3%NaOH +1.5%主乳HTO 24(H +1.5%辅乳HTO 21(H +0.15%HV Y+0.15%Y JD进行考察。表4抗温降滤失剂的优选T ab.4

15、Optimization of temperature resistant fluid loss agent降滤失剂热滚条件AV/(mP s PV/(mPa s YP/Pa YP/PV 6/3实验现象FL API /mL 0.3%LV 2PAC 滚前342170.333/2滚后312560.242/1开罐分层161.5%DFD 2140滚前4027130.483/2滚后362790.333/2开罐分层120.5%MAN101滚前4228140.503/2滚后372980.282/1开罐分层102%白沥青滚前3827110.413/2滚后4532130.414/3开罐分层102%SMP 22+3

16、%TEX3525106/5少量析油4注:老化条件为150×16h ,测试温度为50。88海洋石油2008年9月1.4抗温海水水包油钻井液体系构建基于前面大量的处理剂优选实验,室内以优选的处理剂为基础设计了大量实验配方对体系稳定性和流变性性能进行调整(见表5。研究配方1#:(海水5号白油=73+ 0.2%NaOH+0.15%Na2CO3+1.5%主乳HTO2 4(H+1.5%辅乳HTO21(H+0.5%抗温增黏剂HV Y+4%H K J。研究配方2#:(海水5号白油=73+0.2%NaOH+0.15%Na2CO3+1.5%主乳HTO2 4(H+1.5%辅乳HTO21(H+2%预水化土浆

17、+0.3%抗温增黏剂HV Y+4%H K J。研究配方3#:(海水5号白油=73+ 0.2%NaOH+0.15%Na2CO3+1.5%主乳HTO2 4(H+1.5%辅乳HTO21(H+2%预水化土浆+0.12%抗温增黏剂HV Y+0.25%流型调节剂Y JD+4%H K J。表5抗温海水水包油钻井液体系构建T ab.5Design of oil in sea w ater drilling fluid实验配方热滚条件AV/(mPasPV/(mPasYP/PaYP/PV6/3FL API/mL实验现象注:老化条件为150×16h,测试温度为50。从以上数据可以看出水包油钻井液体系中存在

18、少量的膨润土浆时,水包油体系的失水、稳定性以及6/3都有一定的提高,配合Y JD后效果更好。说明高温下水包油体系中加入膨润土浆后对体系的流变性调节、失水的控制、乳化稳定性的提高都有很大的帮助。1.5水包油海水体系配方确定经过以上大量的实验确定水包油海水体系配方为:(海水5#白油=73+0.2%NaOH+ 0.15%Na2CO3+2%预水化土浆+1.5%主乳HTO24(H+1.5%辅乳HTO21(H+0.12%抗温增黏剂HV Y+0.25%流型调节剂Y JD+4% H K J,体系综合性能见表6。表6水包油海水体系优选配方的综合性能T ab.6Overall perform ance of oi

19、l in sea w ater drilling fluid热滚条件AV/(mPasPV/(mPasYP/PaYP/PV6/3GELFV/sFL API/mLFL HTHP/mL稳定性/(gcm-3滚后3220120.6010/94/7.573 3.817稳定0.951注:老化条件为150×16h,测试温度为50,高温高压失水HTHP条件为150×3.5MPa。2抗温海水水包油钻井液体系性能评价为了确保水包油钻井液体系能够在现场安全使用,室内对最终确定的海水水包油钻井液体系进行了系统、全面的评价,分别评价了体系的抗温性能、抗污染性能、抗原油污染性能以及自身稳定性和储层保护性

20、能等,两套体系的性能均能满足合同要求,并表现出了良好的性能。2.1钻井液体系自身稳定性评价为了考察水包油钻井液体系的自身稳定性,实验通过观察体系在150高温热滚后分别在以下实验条件下静置的情况来考察水包油钻井液的自身静置稳定性。(1老化罐中150老化开罐的情况;(2量筒中常温静置;(3为了便于观察,于玻璃瓶中80下静置;(4于老化罐中150下高温静置后开罐的情况。具体评价实验结果见表7。第28卷第3期王荐,等1低密度海水水包油钻井液的研制89表7抗高温水包油海水体系稳定性评价T ab.7Stability of oil in sea w ater drilling fluid实验条件实验现象水

21、包油钻井液150热滚后稳定,开罐无油析出常温静置10d后稳定,无油析出80静置7d后稳定,无油析出150高温静置5d后稳定,开罐无油析出从以上实验结果中可以看出,水包油钻井液具有较好的乳化稳定性,常温静置、80下静置、150下高温静置均未发生析油现象。2.2钻井液体系抗温性能通过测定水包油钻井液在不同温度热滚后性能变化来考察其抗温能力,老化时间为16h。实验以此配方进行考察:(海水5号白油=73+0.2%NaOH+0.15%Na2CO3+2%预水化土浆+1.5%主乳HTO24(H+1.5%辅乳HTO2 1(H+0.12%抗温增黏剂HV Y+0.25%流型调节剂Y JD+4%H K J。具体评价

22、实验结果见表8。表8抗高温水包油海水体系抗温能力T ab.8T emperature resistance of oil in sea w ater drilling fluid温度/热滚条件AV/(mPasPV/(mPasYP/PaYP/PV6/3FL API/mLFL HTHP/mL稳定性注:老化条件为16h,测试温度为50,HTHP为3.5MPa。从以上实验结果中可以看出,水包油钻井液具有良好的抗温能力,在以上各温度下体系的各项性能变化很小,说明其具有很好的抗温能力。2.3水包油体系与原油的相容性评价在钻进过程中会有原油涌入泥浆体系,所以泥浆与原油的相容性非常重要,针对泥浆可能受到的原油

23、污染进行模拟实验。实验在水包油钻井液体系中加入不同量的J Z25-1S油田原油,在150、16h条件下老化,并测定老化前后性能。具体评价实验结果见表9。表9抗高温水包油海水体系抗原油能力T ab.9C rude oil resistance of oil in sea w ater drilling fluid原油加量实验条件AV/(mPasPV/(mPasYP/PaYP/PV6/3FL API/ml稳定性/(gcm-3注:老化条件为150×16h,测试温度为50。从以上数据来看,随原油侵入量增加,体系黏切略有上升,当原油侵入量达20%时,体系仍然具有较好的流变性和失水;同时随原油侵

24、入量增加,体系密度逐渐降低,说明所优选的水包油钻井90海洋石油2008年9月第 28 卷 3 期 第 液具有很好的相容性 。 2. 4 钻井液体系抑制性评价 实验考察了水包油钻井液体系的抑制性能 , 抑制性能评价采用岩屑热滚回收率和页岩膨胀性 (BZ28 - 1 实验评价 。从钻屑滚动回收率和膨胀 性实验 ( 表 10 中可以看出体系具有很好的抑制 性 ,说明水包油钻井液体系能够有效的抑制岩屑 的水化分散 。 表 10 水包油钻井液体系的抑制性 体系 海水 海水水包油钻井液 滚动回收率 , % 30 86. 2 Tab. 10 Inhibition of oil in sea water dr

25、illing fluid 膨胀率 , % 31. 9 8. 1 2. 5 钻井液体系润滑性评价 室内对水包油钻井液体系的润滑性能进行评 价并与海上常用的钻井液体系 : 有机正电胶聚胺 钻井液 、 聚合醇钻井液 ( PEM 、 聚合物钻井液 KCl ( KCl/ PL U S 作了对比实验 , 润滑性能评价采用 泥饼黏附系数仪测定 。室内评价结果见表 11 。 表 11 水包油液体系的润滑性能 钻井液体系 有机正电胶聚胺体系 PEM 体系 KCl/ PL US 体系 水包油体系 Tab. 11 Unctuosity of oil in sea water drilling fluid 泥饼黏滞系

26、数 0. 096 3 0. 087 5 0. 113 9 0. 087 5 由于水包油钻井液体系中有 30 %的油相和 兼有润滑作用的乳化剂 , 所以水包油钻井液具有 较好的润滑性 。从以上的实验结果也可以看出 , 优选的水包油钻井液体系具有良好的润滑性能 。 2. 6 钻井液体系储层保护性能评价 评价程序是按照中国石油天然气行业标准 S Y/ T 6540 钻井液完井液损害油层室内 2002 评价方法 执行的 ,采用高温高压动态失水仪模拟 钻井条件下以及 J HST - IV 岩心渗透率梯度测试 仪对水包油钻井液的储层保护效果进行评价 , 实 验步骤是 : ( 1 选取人造岩心 2 块 , 抽真空饱和 1 %标准盐水后备用 ; ( 2 在泵流量 0. 30 mL/ min 王 ,等 1 低密度海水水包油钻井液的研制 荐 岩心 气测渗透率/ 10 - 3 m2 - 3 2 Ko / 10 m - 3 2 K1