技术领域
[0001] 本发明涉及海洋深水石油天然气钻井技术领域，具体为深水浅层低温护壁剂、钻井液及其应用。
相关背景技术
[0002] 海洋深水石油天然气勘探开发钻井作业过程中，浅部地层会钻遇两类代表性地层：砂岩和泥岩地层，由于浅部地层普遍欠压实，地层胶结薄弱，钻井安全密度窗口都很窄，井壁地层岩石容易在外力作用下发生破碎。在深水浅层气和深水低温(深水通常指水深超过900米，泥线温度为2～4℃)环境条件下，一旦地层破裂发生井漏，浅层气侵入会带来溢流井喷和水合物生成堵塞管线的风险，从而给海上深水钻井作业带来极大的安全隐患。
[0003] 目前，对于预防深水浅部地层井壁失稳通常采取以下措施：(1)严格控制钻井液密度，避免密度过高压裂地层；(2)使用随钻封堵材料，如植物纤维、矿粉类以加强封堵；(3)针对泥岩水化使用一些无机盐、聚合物(如聚丙烯酰胺)等抑制剂材料。上述技术措施主要存在以下问题：(1)为了起到有效封堵作用，需要加入足够量的材料(如碳酸钙)，会显著影响钻井液密度；(2)另外，随钻封堵剂多为惰性材料，在井壁形成的封堵层，主要为材料在岩石表面孔缝上的机械堆积和填充，钻井液冲刷和起下钻容易破坏形成的封堵层，封堵层稳定性差；(3)无机盐、聚合物抑制剂，主要是防止泥岩水化，对于改善封堵层胶结质量作用有限。而现有钻井液用化学护壁剂材料也主要是针对中深部地层(地层温度80～150℃)条件使用。由上可知，目前缺乏适用于深水浅部地层(低温环境)要求的稳固井壁用护壁剂材料。
[0004] 综上所述，为了解决海洋深水石油天然气钻井浅层的井壁稳定问题，迫切需要研发一种深水浅层低温护壁剂材料。
具体实施方式
[0035] 下面将结合优选的实施例对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅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。
[0036] 下列实施例中，所用低聚果糖来自江苏天顺生物科技有限公司，低聚木糖来自湖北鸣拓生物科技有限公司，壳聚糖来自河南立驰精细化工有限公司。聚醚胺包括来自山东品尚新材料有限公司的聚醚多元胺T403、济南聚美汇化工有限公司的聚醚胺FL1000和济南双盈化工有限公司的聚醚胺D230。
[0037] 实施例1
[0038] 按照下述步骤进行：
[0039] 步骤1：在反应釜中，依次加入80份甲苯溶剂、30份环氧氯丙烷、10份双酚A，其中双酚A和环氧氯丙烷的摩尔比为1：7.4，搅拌溶解，然后加入100份质量浓度30％的低聚果糖水溶液，在搅拌下加热至75℃，缓慢加入4份摩尔浓度6.1mol/L的氢氧化钠溶液，反应4小时，反应完成后于温度105～110℃条件下抽真空蒸发去除溶剂、水和未反应的轻质组分，反应产物经干燥制得低分子量活性物LWAS‑1；
[0040] 步骤2：在反应釜中，先加入100份聚醚多元胺T403，搅拌下缓慢加入质量浓度10％的盐酸溶液，同时向反应釜内盘管通冷却水以带走反应热，加酸中和至溶液pH值为6.5，反应完成后于温度105～110℃条件下抽真空蒸发去除水和未反应的轻质组分，制得缓释激活剂SRA‑1；
[0041] 步骤3：将步骤1所述低分子量活性物LWAS‑1与步骤2所述缓释激活剂SRA‑1按照质量比80∶20添加到钻井液体系中。
[0042] 实施例2
[0043] 按照下述步骤进行：
[0044] 步骤1：在反应釜中，依次加入80份甲苯溶剂、40份环氧氯丙烷、10份双酚A，其中双酚A和环氧氯丙烷的摩尔比为1：9.9，搅拌溶解，然后加入100份质量浓度30％的低聚木糖水溶液，在搅拌下加热至70℃，缓慢加入4份摩尔浓度6.1mol/L的氢氧化钠溶液，反应5小时，反应完成后于温度105～110℃条件下抽真空蒸发去除溶剂、水和未反应的轻质组分，反应产物经干燥制得低分子量活性物LWAS‑2；
[0045] 步骤2：在反应釜中，先加入50份聚醚胺FL1000、50份聚醚胺D230，搅拌下缓慢加入质量浓度10％的甲酸溶液，同时向反应釜内盘管通冷却水以带走反应热，加酸中和至溶液pH值为7，反应完成后于温度105～110℃条件下抽真空蒸发去除水和未反应的轻质组分，制得缓释激活剂SRA‑2；
[0046] 步骤3：将步骤1所述低分子量活性物LWAS‑2与步骤2所述缓释激活剂SRA‑2按照质量比75∶25添加到钻井液体系中。
[0047] 实施例3
[0048] 按照下述步骤进行：
[0049] 步骤1：在反应釜中，依次加入80份甲苯溶剂、30份环氧氯丙烷、10份双酚A，其中双酚A和环氧氯丙烷的摩尔比为4.9，搅拌溶解，然后加入100份质量浓度30％的壳聚糖水溶液，在搅拌下加热至80℃，缓慢加入4份摩尔浓度6.1mol/L的的氢氧化钠溶液，反应4小时，反应完成后于温度105～110℃条件下抽真空蒸发去除溶剂、水和未反应的轻质组分，反应产物经干燥制得低分子量活性物LWAS‑3；
[0050] 步骤2：在反应釜中，先加入100份聚醚胺D230，搅拌下缓慢加入质量浓度10％的磷酸溶液，同时向反应釜内盘管通冷却水以带走反应热，加酸中和至溶液pH值为6.8，反应完成后于温度105～110℃条件下抽真空蒸发去除水和未反应的轻质组分，制得缓释激活剂SRA‑3；
[0051] 步骤3：将步骤1所述低分子量活性物LWAS‑3与步骤2所述缓释激活剂SRA‑3按照质量比70∶30添加到钻井液体系中。
[0052] 实施例4
[0053] 按照下述步骤进行：
[0054] 步骤1：在反应釜中，依次加入80份甲苯溶剂、30份环氧氯丙烷、15份双酚A，其中双酚A和环氧氯丙烷的摩尔比为7.4，搅拌溶解，然后加入100份浓度30％(质量百分比)的低聚糖水溶液，在搅拌下加热至72℃，缓慢加入4份摩尔浓度6.1mol/L的氢氧化钠溶液，反应5小时，反应完成后于温度105～110℃条件下抽真空蒸发去除溶剂、水和未反应的轻质组分，反应产物经干燥制得低分子量活性物LWAS‑4；
[0055] 步骤2：在反应釜中，先加入40份聚醚胺FL1000、30份聚醚胺D230、30份聚醚多元胺T403，搅拌下缓慢加入质量浓度10％的硫酸溶液，同时向反应釜内盘管通冷却水以带走反应热，加酸中和至溶液pH值为7，反应完成后于温度105～110℃条件下抽真空蒸发去除水和未反应的轻质组分，制得缓释激活剂SRA‑4；
[0056] 步骤3：将步骤1所述低分子量活性物LWAS‑4与步骤2所述缓释激活剂SRA‑4按照质量比80∶20添加到钻井液体系中。
[0057] 对比例1
[0058] 与实施例1的区别仅在于，本对比例不加入双酚A。
[0059] 对比例2
[0060] 与实施例1的区别仅在于，本对比例不加入环氧氯丙烷。
[0061] 对比例3
[0062] 与实施例1的区别仅在于，本对比例不加入低聚果糖。
[0063] 对比例4
[0064] 与实施例1的区别仅在于，本对比例不加入缓释激活剂。
[0065] 实验例
[0066] 下面对各实施例制备的护壁剂及对比例制备的护壁剂进行评价，如下：
[0067] 1、护壁剂组合物评价用仪器：
[0068] 所用到的仪器包括BC/BD‑369GHPT冰柜(海尔)、GJSS‑B12K型变频高速搅拌机(青岛海通达专用仪器有限公司)、ZNN‑D6型六速旋转粘度计(青岛海通达专用仪器有限公司)、API失水仪(青岛海通达专用仪器有限公司)、GGS71‑A型高温高压失水仪(青岛海通达专用仪器有限公司)、密度计(青岛海通达专用仪器有限公司)、胶结强度测试仪(湖北汉科新技术股份有限公司)、精密电子秤(精度0.01g)。
[0069] 2、基浆和实施例的配方：
[0070] 基浆(空白样浆)配方：400ml海水+0.8Na2CO3+0.8gNaOH+4g降滤失剂PF‑FLOTROL+1.2g包被剂PF‑PLUS+0.8g增粘剂PF‑XC+4g润滑剂LUBE168+10g封堵剂(2000目碳酸钙)+
20gKCl+60gNaCl+58g重晶石(加重至1.200SG)。
[0071] 实施例和对比例的样品浆配方：基浆+20g护壁剂组合物。
[0072] 3、基浆、实施例和对比例的样品浆配置方法：
[0073] 基浆的配置方法：量取400ml海水，倒入高搅杯，在10000r/min的转速搅拌条件下，依次加入0.8Na2CO3、0.8gNaOH、4g降滤失剂PF‑FLOTROL、1.2g包被剂PF‑PLUS、0.8g增粘剂PF‑XC、4g润滑剂LUBE168、10g封堵剂(2000目碳酸钙)、20gKCl、60gNaCl、58g重晶石，其中降滤失剂、包被剂和增粘剂加入后均需高搅10min后再继续加入其他材料，全部材料加完后高搅20min得到基浆、实施例和对比例的样品浆。
[0074] 实施例和对比例的样品浆的配置方法：量取400ml海水，倒入高搅杯，在10000r/min的转速搅拌条件下，依次加入0.8Na2CO3、0.8gNaOH、4g降滤失剂PF‑FLOTROL、1.2g包被剂PF‑PLUS、0.8g增粘剂PF‑XC、4g润滑剂LUBE168、10g封堵剂(2000目碳酸钙)、20gKCl、60gNaCl、58g重晶石、20g护壁剂组合物，其中降滤失剂、包被剂和增粘剂加入后均需高搅
10min后再继续加入其他材料，全部材料加完后高搅20min得到实施例和对比例的样品浆。
[0075] 4、基浆、实施例和对比例的样品浆的性能测试方法：
[0076] 将20g护壁剂加入深水钻井液体系的基浆中，用高速搅拌机在10000r/min的转速条件下搅拌10min，充分搅拌混合均匀获得实施例和对比例的样品浆，测定样品浆的表观粘度AV，API滤失量，测定模拟岩石柱的强度。
[0077] 表观粘度AV的测试步骤：
[0078] 依照GB/T 16783.1‑2014，将评价样用在室温条件下，用ZNN‑D6型六速旋转粘度计测定评价样的600转/分钟的读值，将其乘以0.5得到表观粘度AV值。
[0079] API滤失量的测试步骤：
[0080] 依照GB/T 16783.1‑2014，将评价样用API失水仪，测试0.69MPa和室温条件下30min的滤失量，得到API滤失量。
[0081] 密度的测试步骤：
[0082] 依照GB/T 16783.1‑2014，将评价样用密度计，测试室温条件下的密度。
[0083] 胶结强度测试方法：
[0084] ①取170g石英砂(60‑80目)，30g劣质土，混合均匀，作为模拟岩样；
[0085] ②取40ml基浆或实施例和对比例的样品浆，与模拟岩样充分混合，放入高温高压失水仪的失水桶中，在10kg的压力作用下稳压5min，压制成型岩样柱体；
[0086] ③再向高温高压失水仪的失水桶中倒入300ml海水，密封，安装好加压管线，缓慢加压，直至失水桶下部的放压阀门处有液体流出，立即关闭下部阀杆；
[0087] ④将失水桶加压3.5MPa，关闭上部阀门，并将上下阀门都密封好的失水桶放置在冰柜中，在4℃的低温温度条件下，养护24h；
[0088] ⑤待养护时间到达后，将失水桶小心泄压，拆卸，小心取出岩样柱体；
[0089] ⑥将岩样柱体，用胶结强度测试仪测定其胶结强度，记录实验数据。
[0090] 胶结强度提高率计算：
[0091] 胶结强度提高率＝[(样品浆的胶结强度‑基浆的胶结强度)/基浆的胶结强度]×100％
[0092] 实施例1‑4和对比例1‑4制备的护壁剂的性能测试结果如表1所示。
[0093] 表1：实施例1‑4和对比例1‑4制备的护壁剂的性能测试结果
[0094]
[0095] 由表1数据可知：与基浆(空白样浆)相比，实施例的样品浆的表观粘度AV和密度变化不大，滤失量减少，胶结强度明显提升，胶结强度提高率均大于300％。
[0096] 具体分析如下：
[0097] (1)基浆为不加护壁剂的空白样浆，胶结强度为10100Pa，表明岩样柱体胶结较弱。
[0098] (2)由实施例1至实施例4为护壁剂组合物的评价效果可以看出，实施例1至实施例4的表观粘度AV、密度无明显变化，API滤失量有所减少；与基浆比，胶结强度增大3～5倍，表明该发明制备的护壁剂组合物具有非常好的提升岩层胶结强度的效果。
[0099] (3)对比例1至对比例4的护壁剂组合物制备时，分别未使用双酚A、环氧氯丙烷、低聚糖、聚醚胺；与基浆对比，岩样柱体的胶结强度没有明显提高，说明双酚A、环氧氯丙烷、低聚糖、聚醚胺盐均会对护壁剂组合物的胶结性能产生显著影响。缺少双酚A和环氧氯丙烷时不能形成低分子量活性物LWAS，缺少聚醚胺盐时不能在碱性钻井液中释放胺基，即上述成分的缺少显著影响在深水低温条件下的交联作用及抑制水化等功能，进而导致护壁性能的下降。
[0100] 尽管已经示出和描述了本发明的实施例，对于本领域的普通技术人员而言，可以理解在不脱离本发明的原理和精神的情况下可以对这些实施例进行多种变化、修改、替换和变型，本发明的范围由所附权利要求及其等同物限定。
