阅读说明：本技术 一种钻进页岩用抗高温高密度油基钻井液及其配制方法 (High-temperature-resistant high-density oil-based drilling fluid for drilling shale and preparation method thereof ) 是由 周研 蒲晓林 邵旭佳 冷文龙 于 2019-10-16 设计创作，主要内容包括：本发明公开了一种钻进页岩用抗高温高密度油基钻井液及其配制方法,由以下组分组成：0#柴油240份、主乳化剂2～4份、辅乳化剂1.5～2.5份、降滤失剂2～4份、有机土1～1.5份、提切剂2～4份、润湿剂1～2份、25%氯化钙水溶液60份、碱度调节剂2份、重晶石粉0～783份,本发明的抗高温高密度油基钻井液可用于钻进页岩地层,油水比为8：2,密度为2.2g/cm<Sup>3</Sup>,抗温180℃,钻井液流变性受温度影响变化较小,性能稳定,使用范围广。该钻井液性能稳定,破乳电压高,且高温高密度条件下钻井液流变性容易控制,高温情况下钻井液黏度变化不大,解决了油基钻井液使用沥青类降滤失剂高温增黏的问题。(The invention discloses a high-temperature-resistant high-density oil-based drilling fluid for drilling shale and a preparation method thereof, wherein the drilling fluid comprises the following components: 240 parts of 0# diesel oil, 2-4 parts of a main emulsifier, 1.5-2.5 parts of an auxiliary emulsifier, 2-4 parts of a filtrate reducer, 1-1.5 parts of organic soil, 2-4 parts of a shear improver, 1-2 parts of a wetting agent, 60 parts of a 25% calcium chloride aqueous solution, 2 parts of an alkalinity regulator and 0-783 parts of barite powder, wherein the high-temperature resistant high-density oil-based drilling fluid can be used for drilling into a shale stratum, and the oil-water ratio is 8: 2, density of 2.2g/cm 3 The drilling fluid resists the temperature of 180 ℃, the rheological property of the drilling fluid is less influenced by the temperature, the performance is stable, and the application range is wide. The drilling fluid has stable performance and high demulsification voltage, the rheological property of the drilling fluid is easy to control under the conditions of high temperature and high density, the viscosity of the drilling fluid is not changed greatly under the high temperature condition, and the problem of high-temperature viscosity increase of the asphalt filtrate reducer used in the oil-based drilling fluid is solved.)

一种钻进页岩用抗高温高密度油基钻井液及其配制方法

技术领域

本发明涉及石油天然气及页岩气钻井技术领域，具体为一种钻进页岩用抗高温高密度油基钻井液及其配制方法。

背景技术

随着社会发展，对一次能源消费的需求也增加，其中，对油气的需求将从目前的7.2亿吨油当量增加到11.5亿吨油当量，占比从24%上升至31%。据统计，我国至今未探明石油储量约85×108t，其中73%埋藏在深层，因此深部油气资源勘探开发是提高我国综合国力和提高各石油公司油气勘探开发效益的关键。

钻井液作为钻井工程的“血液”，在整个钻井过程中起着至关重要的作用，钻井工艺技术的提升，水平井、多分支井数量的增加，钻探深度的增加，对钻井液各方面性能要求也越来越高。通常，在钻井工程中常用钻井液为水基钻井液或油基钻井液两种体系，为了克服现有的油基钻井液钻进页岩地层时井壁失稳及高密度油基钻井液高温增黏严重的问题，为此，我们提出一种钻进页岩用抗高温高密度油基钻井液及其配制方法。

发明内容

本发明的目的在于提供一种钻进页岩用抗高温高密度油基钻井液及其配制方法，为了克服现有的油基钻井液钻进页岩地层时井壁失稳及高密度油基钻井液高温增黏严重的问题。

为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：一种钻进页岩用抗高温高密度油基钻井液，由以下组分组成：

0#柴油 240份

主乳化剂 2～4份

辅乳化剂 1.5～2.5份

降滤失剂 2～4份

有机土 1～1.5份

提切剂 2～4份

润湿剂 1～2份

25%氯化钙水溶液 60份

碱度调节剂 2份

重晶石粉 0～783份。

优选的，所述降滤失剂由长链丙烯酸酯和丙烯酰胺以质量比为1:3在70°C条件下采用分散聚合法反应6h制成。

一种钻进页岩用抗高温高密度油基钻井液的配制方法，包括如下步骤：

S1、取料：首先分别称取2～4份主乳化剂，1.5～2.5份辅乳化剂，2～4份提切剂，1～2份润湿剂，量取240份0#柴油，1～1.5份有机土；

S2、搅拌：将240份0#柴油加入到高脚杯中，在加入2～4份主乳化剂，在10000转/分搅拌速度下搅拌5分钟，然后在同样转速下加入1.5～2.5份辅乳化剂搅拌5分钟，之后在同样的搅拌速度下加入2～4份提切剂搅拌5分钟，再加入1～2份润湿剂搅拌10分钟，维持在搅拌的条件下加入1～1.5份有机土，搅拌10分钟，然后缓慢加入60份25%氯化钙水溶液搅拌10分钟，之后依次加入2～4份降滤失剂，2份碱度调节剂搅拌20分钟，再加入0～783份重晶石粉，在10000转/分搅拌速度下搅拌30分钟，制得抗高温高密度油基钻井液。

优选的，包括如下步骤：

S1、取料：首先分别称取3份主乳化剂，1.5份辅乳化剂，3份提切剂，2份润湿剂，量取240份0#柴油，1.5份有机土；

S2、搅拌：将240份0#柴油加入到高脚杯中，在加入3份主乳化剂，在10000转/分搅拌速度下搅拌5分钟，然后在同样转速下加入1.5份辅乳化剂搅拌5分钟，之后在同样的搅拌速度下加入3份提切剂搅拌5分钟，再加入2份润湿剂搅拌10分钟，维持在搅拌的条件下加入1.5份有机土，搅拌10分钟，然后缓慢加入60份25%氯化钙水溶液搅拌10分钟，之后依次加入3份降滤失剂，2份碱度调节剂搅拌20分钟，再加入783份重晶石粉，在10000转/分搅拌速度下搅拌30分钟，制得抗高温高密度油基钻井液。

本发明提供了一种钻进页岩用抗高温高密度油基钻井液及其配制方法，具备以下有益效果：

本发明的抗高温高密度油基钻井液可用于页岩地层，且油水比为8：2，抗温180℃，密度为2.2，使得抗温性能好，密度高，钻井液流变性受温度影响变化较小，性能稳定，使用范围广，该钻井液性能稳定，破乳电压高，且高温高密度条件下钻井液流变性容易控制，高温情况下钻井液黏度变化不大，解决了油基钻井液使用沥青类降滤失剂高温增黏的问题。

附图说明

图1为本发明的老化前体系平均动力学曲线；

图2为本发明的180℃老化后体系平均动力学曲线；

图3为本发明的200℃老化后体系平均动力学曲线。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。

实施例1

0#柴油 240份、主乳化剂 3份、辅乳化剂 1.5份、降滤失剂 3份、有机土 1.5份、提切剂3份、润湿剂2份、25%氯化钙水溶液 60份、碱度调节剂 2份、重晶石粉783份 ；

制备方法：将240份0#柴油加入到高脚杯中，在加入3份主乳化剂，在10000转/分搅拌速度下搅拌5分钟，然后在同样转速下加入1.5份辅乳化剂搅拌5分钟，之后在同样的搅拌速度下加入3份提切剂搅拌5分钟，再加入2份润湿剂搅拌10分钟，维持在搅拌的条件下加入1.5份有机土，搅拌10分钟，然后缓慢加入60份25%氯化钙水溶液搅拌10分钟，之后依次加入3份降滤失剂，2份碱度调节剂搅拌20分钟，再加入783份重晶石粉，在10000转/分搅拌速度下搅拌30分钟，制得抗高温高密度油基钻井液。

实施例2：

抗高温高密度油基钻井液抗温性能评价实验

将实施例1中配制好的油基钻井液分别在120°C、140°C、160°C 、180°C 和200°C温度下热滚16h，测试该油基钻井液的各项性能，测试结果见表1。

表1不同老化温度下体系性能

从测试结果可知，随着温度的逐渐升高体系黏度逐渐增加，但老化前后流变性变化不大，体系破乳电压值也有所提升，当老化温度升高至200℃时，体系黏度相比180℃老化后黏度有所降低，同时破乳电压值降低，因此判断体系抗180℃高温。

实施例3

抗高温高密度油基钻井液静态沉降测试实验

选取实施例1中配制的油基钻井液，测试配制的油基钻井液体系密度，得出，老化前，将配制好的油基钻井液倒入烧杯中静置24h，用针管分别取样品顶部和底部的钻井液各三次测定其密度，最终取平均值为样品静置24h后顶部和底部密度，；再用同样方法测试经过180℃老化后体系静置24h上下密度，计算静态沉降因子，，为0.50时说明体系未发生静态沉降，>0.52时说明静态沉降稳定性较差，测试结果见表2，

表2 老化前后体系SF值

由表2可知，从SF值可知经过高温老化后体系沉降稳定性降低，但经过180°C老化后体系SF值为0.512仍小于0.52，故体系稳定。

实施例4

抗高温高密度油基钻井液多重光散射测试实验

将实施例1中配制的油基钻井液备用，利用Turbiscan多重光散射实验评价体系稳定性，其主要是从两个方面进行评定：

1、根据平均动力学曲线判断体系稳定性。当样品背射光强度相差不大时，不同时间样品背射光曲线基本重合，不能清楚的判断稳定性差异，因此可绘制样品经过静止后顶部和底部平均动力学曲线，如果体系稳定，背射光强度不随时间变化，平均动力学曲线重合；

2、根据稳定性动力学指数TSI（Turbiscan Stability Index）判断体系稳定性，TSI值越小则表示体系越稳定。

式中：H——扫描总高度；

h——扫描点高度；

i——扫描次数；

利用样品顶部和底部区域的平均值动力学曲线变化判断其稳定性，分别测试样品顶部和底部背散射光强度随时间的变化，结果如图1～3所示；

图1～3可知，根据油基钻井液老化前后样品顶部及底部平均动力学曲线可以看出老化前样品顶部和底部背散射光强度几乎一致，不随时间发生变化，经过180℃老化后样品顶部和底部背散射光强度发生变化，产生一定的差值，说明体系较老化前稳定性变差。但体系经过200℃老化后，从动力学曲线可以看出体系有明显的沉降趋势。计算油基钻井液老化前后的TSI值，结果如表3所示，

表3 老化前后油基钻井液TSI值

从表3的结果可以看出，经过180°C后老化后钻井液稳定与老化前对比性变化不大，没有出现沉降问题，但进过200°C老化后钻井液稳定性明显变差，出现严重的沉降问题，因此可进一步判断该油基钻井液抗温180°C。