[发明专利]深井聚磺钻井液及其制备方法

说明书

技术领域

本发明涉及深井钻井液领域，具体涉及一种深井聚磺钻井液及其制备方法，特别适合于深井、超深井的钻进。

背景技术

近年来，随着钻特殊井、超深井和复杂井数量的增多，深井和超深井的钻探已在国内外被看作今后钻探工业发展的一个重要方面。对钻井液工艺技术提出了更高的要求，原有的钻井液处理剂已不能完全满足钻井液工艺技术发展的需要。由于井越深，技术上的困难越多，因此，世界各国都把钻井深度和速度作为钻井工艺的重要标志。实践证明，深井、超深井钻井液质量对深井、超深井的成败、钻速、深部油气资源勘探和钻井成本有着极其重要的意义。从当前深井、超深井钻井液研究现状来看，常用的深井、超深井钻井液有水基和油基两大类。虽然油基钻井液相对水基钻井液有抗高温、抗盐钙侵、有利于井壁稳定等优点，但是与水基相比，油基钻井液的配制成本高太多、使用时会对井场附近的生态环境造成严重影响、机械钻速一般也较低。而水基钻井液具有：成本低、配置处理维护较为简单、处理剂来源广且种类多、性能容易控制等优点；所以国内以水基钻井液为主。针对水基钻井液的缺点，研制一种性能良好且稳定的水基钻井液是钻进深井、超深井的关键技术，也是国内外钻进深井、超深井的难点所在。

自70年代初三磺钻井液产生以来，一直发展到现在的聚磺钻井液体系是深井钻井液发展的必然趋势，绝大部分深井钻井液体系多数乃至绝大多数都离不开聚磺的作用，其作用原理主要是抵抗高温对处理剂的破坏作用为主，相关处理剂以提高其抗温能力作为其先决条件，抗盐能力为基础，抗温能力主要是为抵抗高温降解作用为主。

然而，目前深井高温钻井液存在的主要问题如下：

(1)高温钻井液体系失水造壁性难以控制：自从不能使用含有铬元素的处理剂以后，深井高温钻井液体系，特别是盐水钻井液的HTHP失水、老化后急剧增大是普遍现象，温度越高盐度越高越突出。因此，有效抗温抗盐降滤失剂(降HTHP失水)的研发是当前钻井液技术领域的重点。也是建立高温盐水钻井液体系的核心问题。另外，当低密度盐水钻井液HTHP失水及其热稳定性解决之后，其加重到1.50g/cm³以上，其HTHP失水明显上升，当密度大于2.0g/cm³以后，则其HTHP失水成倍增加，这样，必须花费更多种类的降滤失剂且进一步加大用量来加以解决，从而大幅度增加了高温钻井液降滤失剂的种类和用量，也限制了对抗温、抗盐降滤失剂研发的途径。

(2)高密度钻井液体系流变性难以控制：为了保证高温钻井液具有较低的HTHP失水，则体系中需要大幅增加高温钻井液降滤失剂的种类和用量，使得钻井液基浆粘度大幅增加，基浆加重过后由于大量重晶石颗粒的存在又使其粘度大幅度增加，若钻井液中土量控制稍有不当，当高温老化后，则粘度、切力大增从而导致流动性丧失(高温胶凝和高温固化)。并且目前不断研发的抗温、抗盐降粘剂主要针对黏土进行作用，在高密度钻井液体系中黏土含量有限，从而难以有限降粘。

目前，国内对抗温抗盐钻井液研究很多，但抗高温高密度盐水钻井液体系并未完全过关，因此，“抗温200℃饱和盐水，高密度钻井液(≤2.30g/cm³)体系研究”列为十三五油气国家重大专项攻关任务和研究内容。

对于深井高密度水基钻井液来说，温度越高，处理剂品种越多，加量越大，体系越复杂；特别是180℃以上高温老化后的HTHP失水若要控制在15ml以下的难度及必须使用多种降失水剂及大幅度增大加量才能作到己成国内外泥浆界的共识。

使180℃以上高温盐水钻井液处理剂品种多，加量很大，体系十分复杂，必然造成使用中一旦性能不稳很难维护处理。据统计国外钻井液使用温度与处理剂(有机)耗量的关系，可知，当温度由93℃增至121℃时，处理剂耗量增加值为50％；当温度由121℃增至148.9℃时，处理剂耗量增加值为100％；当温度由148.9℃增至176.7℃时，处理剂耗量增加值为100％。

同样，国内高温高密度盐水钻井液同样具有以上特征，据统计抗200℃高温、高密度(2.00g/cm³)欠饱和盐水钻井液体系中通常有十种有机处理剂，仅降滤失剂总用量就大于25％，体系有机处理剂总用量更是远超过30％的情况十分普遍。

发明内容

本发明的目的是为了针对我国高温高密度盐水钻井液普遍存在的使用处理剂种类过多，加量过大，钻井液老化后HTHP造壁性和流变性难以控制，配制成本和维护成本居高不下的问题，而提供一种深井聚磺钻井液及其制备方法，该深井聚磺钻井液解决了高密度钻井液粘度高，HTHP失水大，且很难调控的难题。