CN101144009A - 一种生物改性硅酸盐钻井液体系 - Google Patents

一种生物改性硅酸盐钻井液体系 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种环保防塌的水基生物改性硅酸盐钻井液体系。由淡水或海水浆，黄原胶，低粘聚阴离子纤维素，磺化酚醛树脂，甲基葡萄糖甙，无渗透处理剂，羟基成膜剂，低荧光沥青，极压润滑剂，硅酸钠，氯化钾，和淡水或海水组成。本发明的钻井液体系是一种环保防塌的水基生物改性硅酸盐钻井液体系，其综合性能可与油基钻井液相比拟，而封堵能力大大优于油基钻井液。

Description

一种生物改性硅酸盐钻井液体系
技术领域
本发明涉及一种环保防塌的水基生物改性硅酸盐钻井液体系。
背景技术
近年来国外学者提出并开发出超低渗透钻井液体系。其主要工作原理为：利用特殊聚合物在井壁岩石表面浓集形成胶束或胶粒的界面吸力及其可变形性，来封堵井壁岩石表面较大范围的孔喉，形成致密超低渗透封堵层，有效封堵不同渗透性地层和微裂缝泥页岩地层，并在井壁外围形成保护层，使钻井液及其滤液完全隔离，不会渗透到地层中，实现零滤失钻井。
对于地质构造异常复杂，断层多、地层破碎、微裂缝、微层理发育、水敏性极强的泥页岩地层，在钻井过程中，井下情况复杂且事故多，极易发生井壁坍塌、漏失，甚至卡钻等恶性事故。这不仅严重影响了油田的钻探速度，还造成巨大的经济损失。加强钻井液的封堵和抑制能力是钻井液的关键技术之一，新概念无渗透处理剂是基于物理化学及胶体化学的综合运用，利用其在井壁附近形成可变形的团或胶束，形成屏蔽层，大大增强地层承压能力和封堵能力，有效封堵特殊地层，从而限制了体系对地层的滤液渗透及固相侵入，实现井壁稳定，从封堵的角度来解决硬脆性泥页岩的垮塌难题。
目前国内外对水基钻井液中“半透膜”特性的研究可以认为是提高井壁稳定的一种新的机理探讨和测试手段，具有“半透膜”机理的钻井液体系具有良好的抑制性，可有效控制孔隙压力的扩散和传递，实现井壁稳定，抑制泥页岩的垮塌。研究认为“半透膜”作用是一种物理现象，根据杜南(Donnan)的平衡理论：当一个容器中有一个半透膜，膜的一边为胶体溶液，另一边为电解质溶液时，电解质的离子能够自由地透过此膜，而胶粒不能。则在达到平衡后，离子在膜的两边的分布将是不均等的，这个体系即称作杜南体系(Donnan System)，膜两边称作两个“相”。当乳化水滴与页岩接触，其所形成的薄膜就相当于一个半透膜，当页岩中水的化学位小于钻井液中水的化学位时，水就会从钻井液向岩屑中运移。反之若钻井液中水相的化学位小于岩层中的化学位，则水的运移方向相反。同时指出泥页岩的孔隙非常小，低渗透率极低，是一个非理想性的渗透膜。因而一般的水基泥浆在泥页岩地层上不能形成泥饼，这样水扩散进入岩石，这时井壁周围的孔隙压力会随时间变化而逐渐增高，从而导致井壁压力的失衡，造成泥页岩的垮塌。人们目前研究的重点就是怎样利用物理和化学的方法来建立起泥页岩的“半透膜”，并改善和增强其“理想性”，使之接近或等于在油基钻井液中的半透膜作用。
国内许多研究机构也对MEG(甲基葡萄糖甙)、硅酸盐的半透膜效应进行了探索和研究，取得了许多成果，认为MEG(甲基葡萄糖甙)是一种的低分子量增粘剂，在一定浓度下可提高泥浆滤液粘度，降低泥页岩中水的流动，在泥页岩周围形成半透膜效应，增强泥页岩的膜效率，降低水的活性，使页岩脱水，因此被推荐为钻屑及井壁稳定剂。而可溶的硅酸盐浸入页岩并迅速与页岩微孔隙流体内的多价离子(Ca2+，Mg2+)反应形成不可溶的沉淀物，形成一层屏障或膜来控制地层中水的运移，通过封堵裂缝和高渗透泥页岩的孔隙，有效的控制井壁周围孔隙压力的扩散和传递，实现井壁稳定，抑制泥页岩的垮塌。
针对地层微裂隙发育和泥页岩的强水敏特性，运用先进的半透膜理念，以MEG(甲基葡萄糖甙)对硅酸盐改性形成新的钻井液体系，来保证井壁稳定，抑制泥页岩的垮塌。
发明内容
本发明的目的是提出一种环保防塌的水基生物改性硅酸盐钻井液体系，其综合性能可与油基钻井液相比拟，而封堵能力大大优于油基钻井液。
该生物改性硅酸盐钻井液体系的主要创新点在于：
该体系是一种环保防塌的水基生物改性硅酸盐钻井液体系体系，其综合性能可与油基钻井液相比拟，而封堵能力大大优于油基钻井液。
本发明所述的水基生物改性硅酸盐钻井液体系由以下组分构成，所述各组分含量以每立方米该钻井液体系含各组分的重量计算，具体组成如下：
20～40kg淡水或海水浆，1～2kg黄原胶，5～8kg低粘聚阴离子纤维素，30～50kg磺化酚醛树脂，50～70kg甲基葡萄糖甙，10～20kg无渗透处理剂，20～40kg羟基成膜剂，20～40kg低荧光沥青，10～30kg极压润滑剂，30～50kg硅酸钠，30～70kg氯化钾，其余组分为淡水或海水。
各个组分含量是水基生物改性硅酸盐钻井液体系的重量体积比，单位为kg/m3，以加量为1～2kg的黄原胶为例，如果水基生物改性硅酸盐钻井液体系体积为30m3，则黄原胶的加入量为30m3×(1～2kg/m3)，即为30～60kg。
本发明提出并建立了一套全新的钻井液封堵能力的方法和标准；
首次将MEG(甲基葡萄糖甙)作为硅酸盐改性剂，并利用MEG(甲基葡萄糖甙)的优异性能，达到稳定井壁的目的；
该体系配合一种新型的抗压封堵剂，相关的评价取得了较好的效果，能针对100μm微裂缝、2～4mm大裂缝实施有效地封堵；
该体系配合无渗透处理剂可以实现对小于100μm裂缝的有效封堵。
该体系具有独特的流变、良好的抗温、抗污染、润滑及环保性能，能够满足涠西南油田群现场施工中的工程要求。
1)其抗温性能达到140℃以上；
2)抗10％一级钠土、4％NaCl、1％CaCl2及25％钻屑污染；
3)极压润滑系数在0.04以下；
4)地层温度条件下(140℃)的岩屑滚动回收率达到89％；
5)良好的封堵性能，对100μm、2-4mm裂缝可以实现有效封堵，承压能力达到5MPa以上；
6)良好的环保性能，可以满足国家海洋石油工程开发要求；
7)和其它处理剂有良好的配伍性。
本发明的优点在于所述水基生物改性硅酸盐钻井液体系综合性能可与油基钻井液相比拟，而封堵能力大大优于油基钻井液。
具体实施方式
在循环池里放入20m3淡水，充分搅拌后配成预水化般土浆，预水化浆水化时间不得少于6小时。在充分搅拌中按顺序加入30kg黄原胶，150kg低粘聚阴离子纤维素，900kg磺化酚醛树脂，1500kg甲基葡萄糖甙，600kg无渗透处理剂，600kg/m3羟基成膜剂，  600g低荧光沥青，600kg极压润滑剂，900kg硅酸钠，900kg氯化钾，加入淡水至30m3，充分搅拌均匀后即为本文所述的钻井液体系。
本实施方案也可以使用海水，若为海水，应先加入450kg烧碱，300kg的纯碱，加碱以后反应不少于30分钟。然后加入膨润土等组分，具体与上述使用淡水方法过程相同。
配置好的水基生物改性硅酸盐钻井液体系性能实验数据
表1水基生物改性硅酸盐钻井液体系流变性实验数据
AVmPa·s PVmPa·s YPPa Gel10s/Gel10minPa/Pa API FLml HTHP FL/140℃ml 试验条件
32 25 7 1.5/2 3.2 热滚前
28 22 6 1.5/2 3.2 6.0 140℃/16h热滚后
表2水基生物改性硅酸盐钻井液体系抗温性能评价实验数据
AVmPa·s PVmPa·s YPPa Gel10s/Gel10minPa/Pa API FLml HTHP FL/140℃ml 试验条件
32 25 7 1.5/2 3.2 热滚前
34 26 8 1.5/2 3.2 5.2 100℃/16h热滚后
38.5 29 9.5 1.5/2 3.2 5.8 120℃/16h热滚后
28 22 6 1.5/2 3.2 6.0 140℃/16h热滚后
表3水基生物改性硅酸盐钻井液体系抗NaCl污染实验数据
NaCL加量％ AVmPa·s PVmPa·S YPPa Gel10s/Gel10minPa/Pa APIFLml pH 实验条件
0 32 25 7 1.5/2 3.2 9.5 热滚前
34 26 8 1.5/2 3.2 9.0 140℃/16h热滚后
2 33 25 8 1.5/2 3.6 9.0 热滚前
36 27 9 1.5/2 2.8 8.5 140℃/16h热滚后
4 32.5 25 7.5 1.5/2 3.6 9.0 热滚前
39.5 29 10.5 1.5/3 2.8 8.5 140℃/16h热滚后
表4水基生物改性硅酸盐钻井液体系抗CaCl2污染实验数据
CaCl2加量％ AVmPa·S PVmPa·s YPPa Ge/10s/Gel10minPa/Pa APIF.Lml pH 实验条件
0 32 25 7 1.5/2 3.2 9.5 热滚前
34 26 8 1.5/2 3.2 9.0 140℃/16h热滚后
0.2 32 26 6 1.5/2 3.2 9.5 热滚前
30 24 6 1.5/2 3.2 8.0 140℃/16h热滚后
0.4 32 25 7 1.5/2 3.2 9.5 热滚前
32 23 9 1.5/2 3.2 8.0 140℃/16h热滚后
0.6 33 27 6 1.5/2 2.8 9.5 热滚前
29.5 23 6.5 1.5/2 2.8 8.0 140℃/16h热滚后
0.8 33 26 7 1.5/2 2.8 9.5 热滚前
34.5 26 8.5 1.5/2 2.8 8.0 140℃/16h热滚后
1.0 29 22 8.5 1.5/2 2.8 9.5 热滚前
32 25 7 1.5/2 2.8 8.0 140℃/16h热滚后
表5水基生物改性硅酸盐钻井液体系抗一级钠土污染实验数据
一级钠土加量％ AVmPa·S PVmPa·s YPPa Ge/10s/Gel10minPa/Pa APIF.Lml pH 实验条件
0 32 25 7 1.5/2 3.2 9.5 热滚前
34 26 8 1.5/2 3.2 9.0 140℃/16h热滚后
2 35.5 28 7.5 1.5/2 3.2 9.5 热滚前
29 23 6 1.5/2 3.2 9.0 140℃/16h热滚后
4 39.5 32 7.5 2/3 3.2 9.5 热滚前
28 22 6 1.5/2 3.2 9.0 140℃/16h热滚后
6 37 31 6 1.5/2.5 3.2 9.5 热滚前
34.5 27 7.5 1.5/2 2.8 9.0 140℃/16h热滚后
8 39 31 8 2/3 2.8 9.5 热滚前
31.5 25 6.5 1.5/2 2.8 9.0 140℃/16h热滚后
10 43.5 34 9.5 2/3 3.2 9.5 热滚前
34.5 28 6.5 1.5/2.5 2.8 9.0 140℃/16h热滚后
表6水基生物改性硅酸盐钻井液体系抗钻屑污染实验数据
钻屑加量％ AVmPa·s PVmPa·S YPPa Ge/10s/Gel10minPa/Pa APIF.Lml pH 实验条件
0 32 25 7 1.5/2 3.2 9.5 热滚前
34 26 8 1.5/2 3.2 9.0 140℃/16h热滚后
5 36.5 28 8.5 1.5/2 3.2 9.5 热滚前
32 24 8 1.5/2 2.8 9.0 140℃/16h热滚后
10 40 32 8 2/3 3.2 9.5 热滚前
35.5 28 7.5 2/3 2.8 9.0 140℃/16h热滚后
15 39.5 31 8.5 2/3 2.8 9.5 热滚前
34.5 27 7.5 2/2.5 2.8 9.0 140℃/16h热滚后
20 42 34 8 2/3 2.8 9.5 热滚前
36.5 30 6.5 2/3 2.8 9.0 140℃/16h热滚后
25 48.5 37 11.5 2/3 2.8 9.5 热滚前
41 33 8 2/3 2.4 9.0 140℃/16h热滚后
表7 水基生物改性硅酸盐钻井液体系润滑性评价实验数据
极压润滑系数 实验条件
0.0272 140℃/16h热滚后
表8水基生物改性硅酸盐体系钻屑回收率实验数据
钻屑回收率，％ 实验条件
98.7％ 140℃/16h热滚后
表9水基生物改性硅酸盐钻井液体系微裂缝封堵评价试验数据(一)
FA砂床滤失量，ml FA砂床侵入深度，cm 5MPa下砂床滤失量，ml 试验条件
0 2.0 0 常温
0 2.0 0 140℃/16h
表10水基生物改性硅酸盐钻井液体系微裂缝封堵评价试验数据(二)
微裂缝尺寸，mm 微裂缝漏失量，ml 试验条件
0.01 0 常温
0 140℃/16h
0.03 0 常温
0 140℃/16h
0.05 0 常温
0 140℃/16h
0.07 0 常温
0 140℃/16h
0.10 0 常温
0 140℃/16h
表11 大裂缝封堵性能试验数据
裂缝尺寸mm 实验压力MPa 漏失量mL 实验条件
1 5 51 140℃/16h热滚后
2 5 30
3 5 25
4 5 16

Claims (1)

1.一种水基生物改性硅酸盐钻井液体系，由以下组分构成，所述各组分含量以每立方米该钻井液体系含各组分的重量计算，具体组成如下：
20～40kg淡水或海水浆，1～2kg黄原胶，5～8kg低粘聚阴离子纤维素，30～50kg磺化酚醛树脂，50～70kg甲基葡萄糖甙，10～20kg无渗透处理剂，20～40kg羟基成膜剂，20～40kg低荧光沥青，10～30kg极压润滑剂，30～50kg硅酸钠，30～70kg氯化钾，其余组分为淡水或海水。
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