CN102453471B - 煤层气钻井用淡水基微泡钻井液 - Google Patents

Abstract

本发明是关于一种煤层气钻井用淡水基微泡钻井液，该煤层气钻井用淡水基微泡钻井液由淡水、碳酸钠、氢氧化钠、碱式碳酸锌、流型调节剂、发泡剂和稳定剂配制而成。本发明所提供的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液主要性能不低于目前煤层气钻井过程中使用的钻井液，防漏堵漏效果好，解决了低压易漏煤层钻井过程中易发生漏失的问题，可有效提高地层的承压能力；未钻遇漏失煤层，钻井液能实现钻井所需要的各种工程性能；当遭遇漏失煤层时，自动封堵地层，继续钻进；通过处理剂的配比，使钻井液的抗劣质土固相污染能力、抗钙能力增强；钻井液性能易于维护。

Description

煤层气钻井用淡水基微泡钻井液

技术领域

本发明是关于一种钻井液，具体是指一种煤层气钻井用淡水基微泡钻井液。

背景技术

钻井液是用于钻井过程中平衡地层压力、保证安全顺利钻进的必备材料之一。钻井过程中，井漏是地层压力小于液柱压力时钻井液大量漏入地层的现象。井漏会引起井下事故或复杂情况，导致施工时间延长，作业成本增加，甚至所钻井报废，进而造成严重资源浪费和巨大经济损失。2003年，全球仅堵漏费用约为8亿美元，且不包括由井漏造成井下事故后处理事故的投入。煤层气存在于煤层中。煤层内广泛分布割理与裂缝，加之煤层地层压力低，煤层孔隙压力梯度一般小于1.0MPa/100m，常规钻井液易发生井漏。不仅如此，一旦工作液进入煤层，工作液和高分子聚合物都会吸附在煤层上。它一方面诱发煤基质膨胀而使有效裂缝受到挤压变窄；另一方面，聚合物在煤表面的多点吸附形成胶凝层堵塞煤层的裂缝和割理系统，造成煤层大面积污染，煤层气无法排出。后期还要投入更大的人力和物力来提高产量和采收率，影响了经济效益。因此，要提高经济效益，必须从根本上控制钻井液漏失。然而，人类目前尚无法准确探知煤层漏失通道具体存在位置及大小，只能努力研发能够预防漏失和漏失后高效封堵地层的封堵材料。

为了防止钻井液漏入地层，或者漏失发生后能迅速成功封堵漏失通道，尽快恢复钻进，作业者使用了几乎所有的材料，包括橡胶、水泥、纤维、塑料、聚合物、无机胶凝、油溶性树脂、沥青、黏稠树脂、酸溶性堵漏材料、微化粉纤维等。但这些材料中，有的材料大小和形状与地层漏失通道大小和形状不匹配，控制漏失效果不理想；有的材料在高温作用下强度低、承压能力差；有的材料无法在钻井正常作业的同时，防止漏失和遇到漏失层后自行堵漏。

为改善封堵效果，研究人员从刚性材料入手，研究了材料大小与漏失通道大小的匹配问题，先后提出了1/3架桥规则、2/3架桥规则、孔喉网络模型、理想充填理论、D₉₀充填规则、屏蔽暂堵分形理论，以及固相颗粒多组分滤失模型等，以期能计算出大小合适的封堵材料，全面封堵地层漏失通道。然而，由于地下储层孔隙大小、分布很不均匀，无法利用理论计算的材料大小封堵地层。同时，地下漏失通道的形状很不规则，用形状较规则的材料封堵形状不规则的漏失通道，效果肯定不尽人意。因此，上述研究理论有的仅在一定程度上解决了漏失问题，有的仅仅停留在理论层次上。

发明内容

本发明的主要目的在于针对现有煤层气层钻进过程中，现有钻井液存在堵漏材料与漏失通道匹配难、气体型流体现场动用设备多等不足，提供一种煤层气钻井用淡水基微泡钻井液，解决煤层气钻井过程中的漏失问题。

本发明的另一目的在于提供所述的微泡钻井液在用于煤层气钻井过程中的应用。

本发明的另一目的在于提供一种利用了本发明所述的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液的煤层气钻井方法。

一方面，本发明提供了一种煤层气钻井用淡水基微泡钻井液，该煤层气钻井用淡水基微泡钻井液由淡水、碳酸钠、氢氧化钠、碱式碳酸锌、流型调节剂、发泡剂和稳定剂配制而成。

根据本发明的优选具体实施方案，本发明的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液中，所述淡水为天然淡水或经加工的淡水；所述流型调节剂由黄原胶与硼交联剂配制而成；所述发泡剂由十二烷基二甲基氧化胺与α-烯基磺酸钠配制而成；所述稳定剂由石油醚、油酸山梨醇酯与十二醇配制而成。

根据本发明的优选具体实施方案，本发明的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液中，所述流型调节剂中，所述黄原胶为高分子链状多糖聚合物；所述硼交联剂为四硼酸钠或硼酸；所述发泡剂中，所述十二烷基二甲基氧化胺为阳离子型表面活性剂、α-烯基磺酸钠为阴离子型表面活性剂；所述稳定剂中，所述十二醇为饱和直链脂肪醇。

根据本发明的优选具体实施方案，本发明的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液中，所述流型调节剂中，所述黄原胶与硼交联剂在配制时的质量比为1～2∶1；所述发泡剂中，所述十二烷基二甲基氧化胺、α-烯基磺酸钠的配制质量比为1～2∶1；所述稳定剂中，所述石油醚、油酸山梨醇酯和十二醇在配制时的质量比为1～3∶2∶7～5。

根据本发明的优选具体实施方案，本发明的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液，所述流型调节剂的水溶物含量≥90％，水分含量≤15％，且该流型调节剂配制成0.5％水溶液后的pH值为5.0～7.0，表观粘度15～25mPa·s，微泡稳定时间≥24h；所述发泡剂的pH值7～9，密度0.90～1.00g/cm³，泡沫质量≥60％，半衰期≥3.0min；所述稳定剂的pH值为5～7，密度0.9～1.0g/cm³，体积压缩率≥20％。

本发明的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液中，所述流型调节剂主要用于稳定微泡钻井液体系中的微泡，具有用量小、稳泡作用强的特点，同时具有调节微泡钻井液流型作用。本发明的该流型调节剂与现有技术中其它具有类似作用的处理剂相比，不仅能够有效稳定微泡钻井液中微泡，防止微泡上浮出现的气液分层、体系不稳情况发生，且能够调节微泡钻井液流型，使微泡钻井液在高剪切速率下黏度较低，使微泡钻井液具有良好的流变性，有利于破岩；在低剪切速率下黏度较高，有利于携带岩屑。并且，本发明的该流型调节剂与一般钻井液用处理剂配伍性良好，且该流型调节剂无毒、无害，为环境可接受型处理剂。本发明的流型调节剂适用于小于等于120℃的温度环境，是一种低温微泡钻井液流型调节剂。

本发明的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液中，所述发泡剂主要用于在微泡钻井液体系内成核，该发泡剂能够降低气液表面张力，包裹随机械作用进入体相内气体，能够有效在微泡体系中充分形成气核。本发明的该发泡剂与现有技术中其它具有类似作用的处理剂相比，具有用量小、成核作用强的特点，还具有抗盐、抗钙能力强等特性。并且，本发明的该发泡剂与一般钻井液用处理剂配伍性良好，且该发泡剂无毒、无害，为环境可接受型处理剂。本发明的发泡剂适用于小于等于120℃的温度环境，是一种低温微泡钻井液发泡剂。

本发明的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液中，所述稳定剂主要用于在微泡气核外形成包裹气核的膜层，初步形成微泡结构。本发明的该稳定剂与现有技术中其它具有类似作用的处理剂相比，不仅能够有效降低气核与连续相间的表面张力，还能够在气核外形成包裹气核的高黏层，能够有效防止气核内气体逸出，保持气核稳定，提高微泡强度。并且，本发明的该稳定剂与一般钻井液用处理剂配伍性良好，且该稳定剂成分为碳水化合物，无毒、无害，为环境可接受型处理剂。本发明的稳定剂适用于小于等于120℃的温度环境，是一种低温微泡钻井液稳定剂。

根据本发明的优选具体实施方案，本发明的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液，以钻井液中的水基计，该钻井液中碳酸钠加量为0.1～0.3g/100g水，氢氧化钠加量为0.1～0.2g/100g水，碱式碳酸锌加量为0.1～0.2g/100g水，流型调节剂加量为0.1～0.4g/100g水，发泡剂加量为0.1～0.4g/100g水，稳定剂加量为0.1～0.4g/100g水。

本发明的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液中，所述各组成原料均可商购获得，可选用普通工业产品。

根据本发明的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液，其密度可调，例如可在0.70～1.00g/cm³范围内可调，pH值9～11，塑性粘度10～20mPa·s，动切力10～20Pa，5Mpa静态漏失量≤10mL/30min，动态漏失量≤10mL/30min，岩心渗透率恢复值≥85％。

另一方面，本发明还提供了所述的微泡钻井液在用于煤层气钻井过程中的应用。

另一方面，本发明还提供了一种煤层气钻井方法，该方法中利用了本发明所述的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液。

煤层气钻井液应用于煤层气开采，将处理剂按顺序加入配浆水中，充分搅拌均匀后，性能满足设计要求，即可进行钻井作业。

综上所述，本发明提供了一种煤层气钻井用淡水基微泡钻井液，其是一种新型的防漏堵漏钻井液，适合煤层气地层钻进，配制简易。在性能上，本发明的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液除具备现有技术中常用水基钻井液的特点外，还具备防漏堵漏效果好的优点，解决了低压易漏煤层钻井过程中易发生漏失的问题，可有效提高地层的承压能力；未钻遇漏失煤层，钻井液能实现钻井所需要的各种工程性能；当遭遇漏失煤层时，自动封堵地层，继续钻进；且本发明的钻井液更具备密度在一定范围内可调的特点。在使用上，本发明不需要特殊配制设备，密度易于调整，可用于煤层气直井与定向井钻井。另外，本发明通过各处理剂的合理配比，使钻井液的抗劣质土固相污染能力、抗钙能力增强；钻井液性能易于维护。

具体实施方式

下面通过具体实施例进一步详细说明本发明的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液的特点及使用效果，但本发明并不因此而受到任何限制。

下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。

下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。

本发明下述实施例中的流型调节剂中的黄原胶、硼交联剂分别购买于山东阜丰发酵有限公司、济南多吉利工贸有限公司。

本发明下述实施例中的发泡剂中的十二烷基二甲基氧化胺、α-烯基磺酸钠分别购买于天津通达精细化工有限公司、天津开发区乐泰化工有限公司。

本发明下述实施例中的稳定剂中的石油醚、油酸山梨醇酯、十二醇分别购买于淄博景天经贸有限公司、江苏省海安石油化工厂、天津威泰化工贸易公司。

1本发明的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液的配制

实施例1、煤层气钻井用淡水基微泡钻井液的配制

配方为：淡水400g、碳酸钠0.80g、氢氧化钠0.40g、碱式碳酸锌0.40g、流型调节剂1.60g(由黄胶原和四硼酸钠以质量份数比1∶1组成)、发泡剂1.20g(由十二烷基二甲基氧化胺与α-烯基磺酸钠以质量份数比2∶1组成)、稳定剂1.60g(由石油醚、油酸山梨醇酯与十二醇以质量份数比3∶2∶5组成)。各组分的质量配比为水∶碳酸钠∶氢氧化钠∶碱式碳酸锌∶流型调节剂∶发泡剂∶稳定剂为100∶0.2∶0.1∶0.1∶0.4∶0.3∶0.4。

按照上述配方，在搅拌条件下，向淡水中依次加入碳酸钠、氢氧化钠、碱式碳酸锌、流型调节剂、发泡剂、稳定剂，即得煤层气钻井用淡水基微泡钻井液，标记为1#钻井液。其中，搅拌的速度可以控制在5000rpm左右。

实施例2、煤层气钻井用淡水基微泡钻井液的配制

配方为：淡水400g、碳酸钠0.80g、氢氧化钠0.40g、碱式碳酸锌0.40g、流型调节剂1.20g(由黄原胶和硼酸以质量份数比2∶1组成)、发泡剂0.80g(由十二烷基二甲基氧化胺与α-烯基磺酸钠以质量份数比1∶1组成)、稳定剂0.40g(由石油醚、油酸山梨醇酯与十二醇以质量份数比1∶2∶7组成)。各组分的质量配比为水∶碳酸钠∶氢氧化钠∶碱式碳酸锌∶流型调节剂∶发泡剂∶稳定剂为100∶0.2∶0.1∶0.1∶0.3∶0.2∶0.1。

按照实施例1中的方法配制得到海上石油钻井用低温微泡钻井液，标记为2#钻井液。

实施例3、煤层气钻井用淡水基微泡钻井液的配制

配方为：淡水400g、碳酸钠0.80g、氢氧化钠0.40g、碱式碳酸锌0.80g、流型调节剂1.20g(由黄胶原和四硼酸钠以质量份数比2∶1组成)、发泡剂0.80g(由十二烷基二甲基氧化胺与α-烯基磺酸钠以质量份数比1∶1组成)、稳定剂0.80g(由石油醚、油酸山梨醇酯与十二醇以质量份数比2∶2∶6组成)。各组分的质量配比为水∶碳酸钠∶氢氧化钠∶碱式碳酸锌∶流型调节剂∶发泡剂∶稳定剂为100∶0.2∶0.1∶0.2∶0.3∶0.2∶0.2。

按照实施例1中的方法配制得到海上石油钻井用低温微泡钻井液，标记为3#钻井液。

2对上述配制的本发明的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液的性能进行测试，具体按如下步骤进行：

2.1密度测定

用合适量程的钻井液用液体密度计，测量煤层气钻井用淡水基微泡钻井液密度。

2.2塑性粘度、动切力和静切力测定

2.2.1仪器

采用青岛同春石油仪器有限公司ZNN-D6型旋转粘度计，该粘度计是以电动机为动力的旋转型仪器。钻井液处于两个同心圆筒间的环形空间内。外筒(或称转筒)以恒速(rpm)旋转。转筒在钻井液中的旋转对内筒(或称悬锤)产生扭矩，扭力弹簧阻止内筒的旋转，而与悬锤相连的表盘指示悬锤的位移。

2.2.2测定程序

注意：仪器最高工作温度为93℃。如要测定温度高于93℃的钻井液，应使用实心的金属内筒或内部完全干燥的空心金属内筒。因为当浸入到高温钻井液中时，空心内筒内部的液体可能会蒸发而引起内筒的破裂。

2.2.2.1测量并记录钻井液的温度，以℃为单位表示。

2.2.2.2将样品注入到容器中，并使转筒刚好浸入至刻度线处。

2.2.2.3开启仪器，调节转速在600rpm档，待表盘读值恒定后，读取并记录表盘读值。

2.2.2.4调节转速在300rpm档，待表盘读值恒定后，读取并记录表盘读值。

2.2.3计算

按式(I)、式(II)分别计算塑性粘度、动切力。

PV＝θ₆₀₀-θ₃₀₀    (I)

$\mathrm{YP}=\frac{1}{2}({\mathrm{\θ}}_{300}-\mathrm{PV})---\left(\mathrm{II}\right)$

式中：PV为塑性粘度，mPa·s；

YP为动切力，Pa；

θ₆₀₀、θ₃₀₀为600rpm、300rpm时的恒定读值，无量纲。

2.3pH值的测定

用洁净玻璃棒蘸取煤层气钻井用淡水基微泡钻井液滴于pH试纸上，对照标准色阶读数。

2.4堵漏性能测试

静态堵漏实验，使用改进的华北石油管理局钻井工艺研究院DLM-01A型堵漏模拟装置，选择40～60目砂做砂床堵漏实验。加驱压5.5MPa，回压0.5MPa，记录漏失量及堵漏时间。

动态堵漏实验，使用海安石油科研仪器有限公司疏松砂岩产能模拟系统，选取渗透率小于0.5～1μm²地层岩心或人造岩做岩心堵漏实验。加驱压5.5MPa，回压0.5MPa，剪切速率300s^-1，记录漏失量及堵漏时间。

2.5岩心渗透率恢复值测定

按石油天然气行业标准SY/T6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》执行，使用海安石油科研仪器有限公司疏松砂岩产能模拟装置模拟钻井条件下对射孔液的储层保护效果进行研究和评价。

由以上测试步骤2.1～2.5对本发明的1#、2#、3#钻井液的性能进行测试，所得结果参见表1～3：

表1  1#煤层气钻井用淡水基微泡钻井液性能测试表

项目	要求	测试值
			密度，g/cm3	0.70～0.85	0.73
pH值	9～11	10
			塑性粘度，mPa·s	10～20	16
动切力，Pa	10～20	15
			5Mpa静态漏失量，mL/30min	≤10	0
动态漏失量，mL/30min	≤10	0
			岩心渗透率恢复值，％	≥85	91.5

表2  2#煤层气钻井用淡水基微泡钻井液性能测试表

项目	要求	测试值
			密度，g/cm3	0.85～0.90	0.87
pH值	9～11	10
			塑性粘度，mPa·s	10～20	18
动切力，Pa	10～20	17
			5Mpa静态漏失量，mL/30min	≤10	0
动态漏失量，mL/30min	≤10	0
			岩心渗透率恢复值，％	≥85	92.8

表3  3#煤层气钻井用淡水基微泡钻井液性能测试表

项目	要求	测试值
			密度，g/cm3	0.95～1.00	0.96
pH值	9～11	10
			塑性粘度，mPa·s	10～20	20
动切力，Pa	10～20	13
			5Mpa静态漏失量，mL/30min	≤10	0
动态漏失量，mL/30min	≤10	0
			岩心渗透率恢复值，％	≥85	87.2

从以上实验结果可以看出，本发明的钻井液的各项性能指标均达到设计要求。

Claims (5)

1.一种煤层气钻井用淡水基微泡钻井液，该煤层气钻井用淡水基微泡钻井液由淡水、碳酸钠、氢氧化钠、碱式碳酸锌、流型调节剂、发泡剂和稳定剂配制而成；

所述淡水为天然淡水或经加工的淡水；所述流型调节剂由黄原胶与硼交联剂配制而成；所述发泡剂由十二烷基二甲基氧化胺与α-烯基磺酸钠配制而成；所述稳定剂由石油醚、油酸山梨醇酯与十二醇配制而成；

所述流型调节剂中，所述硼交联剂为四硼酸钠或硼酸；

所述流型调节剂中，所述黄原胶与硼交联剂在配制时的质量比为1～2：1；所述发泡剂中，所述十二烷基二甲基氧化胺、α-烯基磺酸钠的配制质量比为1～2：1；所述稳定剂中，所述石油醚、油酸山梨醇酯和十二醇在配制时的质量比为1～3：2：7～5；

以钻井液中的水基计，该钻井液中碳酸钠加量为0.1～0.3g/100g水，氢氧化钠加量为0.1～0.2g/100g水，碱式碳酸锌加量为0.1～0.2g/100g水，流型调节剂加量为0.1～0.4g/100g水，发泡剂加量为0.1～0.4g/100g水，稳定剂加量为0.1～0.4g/100g水。

2.根据权利要求1所述的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液，其特征在于：所述流型调节剂的水溶物含量≥90%，水分含量≤15%，且该流型调节剂配制成0.5%水溶液后的pH值为5.0～7.0，表观粘度15～25mPa·s，微泡稳定时间≥24h；所述发泡剂的pH值7～9，密度0.90～1.00g/cm³，泡沫质量≥60%，半衰期≥3.0min；所述稳定剂，其pH值为5～7，密度0.9～1.0g/cm³，体积压缩率≥20%。

3.根据权利要求1所述的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液，其特征在于：该钻井液的密度0.70~1.00g/cm³，pH值9～11，塑性粘度10～20mPa·s，动切力10～20Pa，5Mpa静态漏失量≤10mL/30min，动态漏失量≤10mL/30min，岩心渗透率恢复值≥85%。

4.权利要求1～3任一项所述微泡钻井液在用于煤层气钻井过程中的应用。

5.一种煤层气钻井方法，该方法中利用了权利要求1～3任一项所述的煤层气钻井用淡水基微泡钻井液。