CN103913541B - 无固相钻井液抑制性评价方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种无固相钻井液抑制性评价方法。无固相钻井液抑制性评价方法，用于测量无固相钻井液对粘土的抑制分散能力，通过测量粘土颗粒在钻井液接触条件下粒径的变化程度来衡量钻井液体系抑制粘土相的分散能力。本发明通过测量粘土颗粒在钻井液接触条件下粒径的变化程度来衡量钻井液体系抑制粘土相的分散能力，该方法操作简便、结果准确、速度快、重复性高、人为干扰少。
Description
技术领域
本发明属于海洋石油钻采的技术领域，具体是一种评价无粘土相聚合物钻完井液抑制性能的方法。
背景技术
近年来，无固相钻井液在海上石油勘探开发领域得到迅猛发展，该体系具有较好的抑制性能、润滑性和保护油气层的功效。目前，南海西部油田水平井段所用钻井液主要以无固相钻井液体系为主，无固相钻井液体系是一种弱凝胶体系，其独特的流变性能有效地悬浮和携带钻屑、阻止大斜度段和水平段岩屑床的形成。在低剪切速率下具有高的粘度，有很强的携带钻屑能力，能有效防止对井壁的冲蚀、有效地控制固液相对储层的侵入深度。
目前，钻井液抑制性评价方法主要有岩屑回收率、离心机测体积膨胀以及高温高压膨胀仪等。目前这些评价方法大多建立在20世纪80年代之前，当时无固相钻井液还没有得到大规模的应用，因此存在一定的局限性。如按照岩屑回收率的方法评价，PRD无固相钻井液在滚动过程中呈弱凝胶状态，岩屑无法充分分散，不能真实模拟井下高速剪切条件下的流体流动状态，不能正确评价无固相钻井液的抑制性；离心机测粘土体积膨胀的方法无法评价带颜色的钻井液的抑制性；高温高压膨胀仪钻井液及滤液与粘土样只能面接触，也无法真实评价粘土与钻井液充分混合接触情况下的状况。鉴于传统的抑制性评价无固相钻井液体系的方法存在的局限性，急需改进传统的抑制性评价方法，建立评价无固相钻井液体系抑制性的新方法。
上述论述内容目的在于向读者介绍可能与下面将被描述和/或主张的本发明的各个方面相关的技术的各个方面，相信该论述内容有助于为读者提供背景信息，以有利于更好地理解本发明的各个方面，因此，应了解是以这个角度来阅读这些论述，而不是承认现有技术。
发明内容
本发明的目的在于避免现有技术中的不足而提供一种无固相钻井液抑制性评价方法，该方法操作简便、结果准确、速度快、重复性高、人为干扰少。
本发明的目的通过以下技术方案实现：
提供一种无固相钻井液抑制性评价方法，用于测量无固相钻井液对粘土的抑制分散能力，其特征在于，通过测量粘土颗粒在钻井液接触条件下粒径的变化程度来衡量钻井液体系抑制粘土相的分散能力。
其中，使用激光粒度仪来测量粘土颗粒的粒径。
其中，本方法具体包括如下步骤：
S1、将粘土颗粒过筛，干燥后备用；
S2、配置无固相钻井液、白油；
S3、分别量取定量的钻井液、白油，称取一定质量的粘土颗粒分别加入钻井液、白油，搅拌后在恒温水浴锅放置一定时间；
S4、搅拌后用激光粒度仪快速测定粘土的粒度分布；
S5、以预定粒径的粘土颗粒在钻井液和白油中的比值作为钻井液的抑制性评价标准。
其中，在步骤S1中，将粘土颗粒过200目筛，置于105±1℃电热恒温干燥箱中，恒温6h，在燥箱器中冷却至室温备用。
其中，在步骤S3中，分别量取500ml钻井液、白油，准确称取一定质量粘土颗粒分别加入钻井液和白油中，在3000r/min转速下搅拌10min，在30℃恒温水浴锅中放置24h。
其中，在步骤S4中，将钻井液和粘土颗粒的混合液、白油和粘土颗粒的混合液在3000r/min转速下搅拌10min后，用激光粒度仪快速测定粘土颗粒的粒度分布。
其中，在步骤S5中，以粘土颗粒粒径D50在钻井液和白油中的比值作为抑制性评价标准：抑制率=D50（钻井液）/D50（白油）*100%。
其中，所述粘土颗粒为膨润土粉。
其中，所述膨润土粉在钻井液和白油中的浓度为1%。
本发明通过测量粘土颗粒在钻井液接触条件下粒径的变化程度来衡量钻井液体系抑制粘土相的分散能力，该方法操作简便、结果准确、速度快、重复性高、人为干扰少。
具体实施方式
为了使本领域的技术人员更好地理解本发明的技术方案，下面对本发明作进一步详细的描述，需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
本发明的核心在于提供一种无固相钻井液抑制性评价方法，该方法操作简便、结果准确、速度快、重复性高、人为干扰少。
本发明所述的无固相钻井液抑制性评价方法，用于测量无固相钻井液对粘土的抑制分散能力，通过测量粘土颗粒在钻井液接触条件下粒径的变化程度来衡量钻井液体系抑制粘土相的分散能力，具体可使用激光粒度仪来测量粘土颗粒的粒径。例如，可通过激光粒度仪来准确测量粘土颗粒与钻井液充分接触前后粒径D50的变化情况，以在钻井液中的D50数值与在白油中的D50数值的比值，来衡量钻井液体系抑制粘土相的分散能力。
本发明的方法具体包括下述步骤：
S1、将粘土颗粒过筛，干燥后备用。更具体的，将粘土颗粒过200目筛，置于105±1℃电热恒温干燥箱中，恒温6h，在燥箱器中冷却至室温备用。
S2、配置无固相钻井液、白油。
S3、分别量取定量的钻井液、白油，称取一定质量的粘土颗粒分别加入钻井液、白油，搅拌后在恒温水浴锅放置一定时间。更具体的，分别量取500ml钻井液、白油，准确称取一定质量粘土颗粒分别加入钻井液和白油中，在3000r/min转速下搅拌10min，在30℃恒温水浴锅中放置24h。
S4、搅拌后用激光粒度仪快速测定粘土的粒度分布。更具体的，将钻井液和粘土颗粒的混合液、白油和粘土颗粒的混合液在3000r/min转速下搅拌10min后，用激光粒度仪快速测定粘土颗粒的粒度分布。
S5、以预定粒径的粘土颗粒在钻井液和白油中的比值作为钻井液的抑制性评价标准：更具体的，以粘土颗粒粒径D50在钻井液和白油中的比值作为抑制性评价标准：抑制率=D50（钻井液）/D50（白油）*100%。
本发明所用的粘土颗粒可为膨润土粉，在步骤S3中，所述膨润土粉在钻井液和白油中的浓度为1%。
上面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是，本发明还可以采用其他不同于在此描述的其他方式来实施，因此，不能理解为对本发明保护范围的限制。
总之，本发明虽然例举了上述优选实施方式，但是应该说明，虽然本领域的技术人员可以进行各种变化和改型，除非这样的变化和改型偏离了本发明的范围，否则都应该包括在本发明的保护范围内。
Claims (7)
1.一种无固相钻井液抑制性评价方法，用于测量无固相钻井液对粘土的抑制分散能力，通过测量粘土颗粒在钻井液接触条件下粒径的变化程度来衡量钻井液体系抑制粘土相的分散能力，并使用激光粒度仪来测量粘土颗粒的粒径，其特征在于，包括如下步骤：
S1、将粘土颗粒过筛，干燥后备用；
S2、配置无固相钻井液、白油；
S3、分别量取定量的钻井液、白油，称取一定质量的粘土颗粒分别加入钻井液、白油，搅拌后在恒温水浴锅放置一定时间；
S4、搅拌后用激光粒度仪快速测定粘土的粒度分布；
S5、以预定粒径的粘土颗粒在钻井液和白油中的数量比值作为钻井液的抑制性评价标准。
2.根据权利要求1所述的无固相钻井液抑制性评价方法，其特征在于，在步骤S1中，将粘土颗粒过200目筛，置于105±1℃电热恒温干燥箱中，恒温6h，在燥箱器中冷却至室温备用。
3.根据权利要求1所述的无固相钻井液抑制性评价方法，其特征在于，在步骤S3中，分别量取500ml钻井液、白油，准确称取一定质量粘土颗粒分别加入钻井液和白油中，在3000r/min转速下搅拌10min，在30℃恒温水浴锅中放置24h。
4.根据权利要求1所述的无固相钻井液抑制性评价方法，其特征在于，在步骤S4中，将钻井液和粘土颗粒的混合液、白油和粘土颗粒的混合液在3000r/min转速下搅拌10min后，用激光粒度仪快速测定粘土颗粒的粒度分布。
5.根据权利要求1所述的无固相钻井液抑制性评价方法，其特征在于，在步骤S5中，以粘土颗粒粒径D50在钻井液和白油中的比值作为抑制性评价标准：抑制率＝钻井液中粒径为D50的粘土颗粒数量/白油中粒径为D50的粘土颗粒数量*100％。
6.根据权利要求1至5中任一项所述的无固相钻井液抑制性评价方法，其特征在于，所述粘土颗粒为膨润土粉。
7.根据权利要求6所述的无固相钻井液抑制性评价方法，其特征在于：所述膨润土粉在钻井液和白油中的浓度质量百分比为1％。
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