CN104650832A

CN104650832A - 强抑制、强封堵铝基防塌水基钻井液

Info

Publication number: CN104650832A
Application number: CN201310610813.8A
Authority: CN
Inventors: 张世锋; 邱正松; 林永学; 钟汉毅; 黄维安; 石秉忠; 刘均一; 刘贵传; 赵欣
Original assignee: China University of Petroleum East China; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Current assignee: China University of Petroleum East China; Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering
Priority date: 2013-11-21
Filing date: 2013-11-21
Publication date: 2015-05-27

Abstract

本发明引入了一种新型铝基防塌剂，在此基础上结合钻井液性能需求，提供了一种强抑制、强封堵铝基防塌钻井液体系。本发明所提供的强抑制、强封堵铝基防塌水基钻井液，包含下列重量百分比的物质：淡水100份；钠膨润土4份；包被抑制剂0.1～1份；胺类强抑制剂0.3～5份；降滤失剂0.5～5份；增粘剂0.3～1份；润滑剂1～5份；高效铝基封堵剂0.5～5份。本发明的关键技术是提供所述铝基防塌剂作为泥岩封堵防塌剂在钻井液中的用途，该铝基封堵防塌剂与相同厚度的岩心作用后，传递1MPa的压差所需时间较空白岩心(约为1.5h)有较大幅度的提高，约为20h。铝基防塌剂作用后的岩心的渗透率分别为：5.1×10^-8μm²，也大幅降低。说明铝基封堵防塌剂封堵性能优良。本发明与现有技术相比具有如下优点：(1)胺类抑制剂抑制性能突出，钻井液体系泥页岩水化分散抑制能力强；(2)铝基防塌剂抑制性能突出，封堵防塌能力强，钻井液体系的泥页岩水化膨胀抑制能力强；(3)该水基钻井液体系具有较好的流变性，抗温、抗盐、钙、劣土污染能力强；(4)体系所用处理剂种类少，配制简单，维护方便。

Description

强抑制、强封堵铝基防塌水基钻井液

技术领域

本发明涉及一种石油钻井过程中水基钻井液体系。

技术背景

井壁失稳是石油天然气钻探过程中普遍存在、经常遇到的复杂问题。由于井壁失稳引起的井下复杂事故，对钻井、完井施工危害极大，一直是困扰国内外石油工程界的突出难题。钻井作业中，一旦发生井壁失稳，不仅延误钻井时间、伤害油气层、干扰地质录井等工作，导致井塌、卡钻等一系列井下复杂情况与事故，严重井壁失稳处理不当时甚至会导致井眼报废，造成重大经济损失。

钻井过程中，超过75％的地层是泥页岩地层，而泥页岩失稳导致超过90％的井壁稳定问题。井壁失稳的根本原因之一就是粘土矿物的水化，产生水化应力，降低泥页岩的强度；另一方面，页岩的渗透率很低。当使用一般的水基钻井液，在大量水进入岩石前，孔隙压力会扩散到岩石中，孔隙压力增加，导致井筒平均有效应力的增加，最终引起岩石破坏。因此，维持井壁稳定最重要的因素是提高水基钻井液体系的抑制性和封堵防塌性。

近年来陆续开发出了一系列抑制、封堵型水基钻井液体系，KCl/聚合物钻井液、聚合醇钻井液和硅酸盐钻井液等。这些体系均在现场应用过程中收到了不错的效果，但是也存在着难以克服的缺点。比如KCl/聚合物钻井液的使用存在环保问题，同时对录井产生干扰，聚合醇类封堵剂成本较高，难以大规模使用，而硅酸盐类最大的弱点就是流变性较难控制。

因此若能开发一种可以大幅度提高钻井液的抑制性，同时阻缓泥岩中压力传递，不仅可以减少泥岩地层中的井壁失稳，还有利于降低钻井液的密度，提高泥岩地层中的钻速，同时可以减少井壁失稳的问题，缩短处理井下复杂情况的时间，这对于降低钻井综合成本、提高钻井时效、加快勘探开发速度均具有极其重要的经济意义。

为了解决以上问题，研究开发了一种强抑制、强封堵铝基防塌钻井液体系。

发明内容

本发明的目的是提供一种强抑制、强封堵铝基防塌钻井液体系。

本发明的首要目的是提供一种新型铝基防塌剂，在此基础上结合钻井液性能需求，研制出低粘土相强抑制、强封堵铝基防塌钻井液。本发明的目的是这样实现的：

本发明所提供的强抑制、强封堵铝基防塌水基钻井液，包含下列重量百分比的物质：

淡水100份；

钠膨润土4份；

包被抑制剂0.1～1份；

胺类强抑制剂0.3～5份；

降滤失剂0.5～5份；

增粘剂0.3～1份；

润滑剂1～5份；

高效铝基封堵剂0.5～5份。

本发明的关键技术是提供所述铝基防塌剂作为泥岩封堵防塌剂在钻井液中的用途。

本发明与现有技术相比具有如下优点：

(1)胺类抑制剂抑制性能突出，钻井液体系泥页岩水化分散抑制能力强；

(2)铝基防塌剂抑制性能突出，封堵防塌能力强，钻井液体系的泥页岩水化膨胀抑制能力强；

(3)该水基钻井液体系具有较好的流变性，抗温、抗盐、钙、劣土污染能力强。

(4)体系所用处理剂种类少，配制简单，维护方便。

具体实施方式

图1是泥岩中孔隙压力传递曲线。

图中a.泥岩中孔隙压力传递曲线，b.铝基防塌剂作用后泥岩中孔隙压力传递曲线，c.上压。

图2是去离子水(1)和强抑制、强封堵水基钻井液体系(2)中泥岩样品的膨胀率。

图3是去离子水(1)和强抑制、强封堵水基钻井液体系(2)中泥岩样品的回收率。

实施例1：

4％基浆+0.3％CPAM+3％聚胺+1.0％PAC-L+0.3％XC+3％SD-505+1.2％铝基防塌剂；

配制强抑制、强封堵铝基防塌钻井液体系：在高搅杯中加入400mL淡水，开启搅拌机在5000r/min下边搅拌边加入4g钠膨润土、1.2g阳离子聚丙烯酰胺、12g胺类抑制剂、4.0g低粘聚阴离子纤维素、1.2g黄原胶、12g矿物油类润滑剂SD-505、4.8g铝基封堵防塌剂。每种处理剂按照间隔10min加入，全部加入搅拌30min。

实施例2：

铝基封堵防塌剂封堵性能评价：主要为阻缓压力传递性能测试步骤，简述为：(1)模拟地层水(200g/L的盐溶液)饱和平衡岩样，恢复岩样原始地层含水状态；(2)地层水(200g/L的盐溶液)/泥岩/地层水(200g/L的盐溶液)条件下进行孔隙压力传递(PT)实验。实验过程中，轴压为5MPa，围压为5MPa，上压为2MPa，下压为初始压力为1MPa，监测下游试液锁紧后压力随时间的变化，

根据压力传递曲线，泥页岩的渗透率可根据下式计算：

k = \frac{μβVL}{A} \frac{\ln [\frac{p_{m} - p_{0}}{p_{m} - p_{(L, t_{2})}}] - \ln [\frac{p_{m} - p_{0}}{p_{m} - p_{(L, t_{1})}}]}{t_{2} - t_{1}} - - - (1)

式中，k-泥页岩渗透率，μm²；μ-流体粘度，NaCl溶液粘度1.0050mPa*s；t-钻井液与泥页岩作用时间，s；β-流体静态压缩率，4.5X10^-4MPa^-1；V-下游封闭体积约为12.57cm³；A-岩样的横截面积cm²；L-岩样长度，cm；p_m，p₀-分别表示流体压力和孔隙压力，MPa；p_(L,t)-岩样下端t时刻的压力，MPa。

测试结果见图1，铝基封堵防塌剂与相同厚度的岩心作用后，传递1MPa的压差所需时间较空白岩心(约为1.5h)有较大幅度的提高，所需时间约为20h。铝基防塌剂作用后的岩心的渗透率分别为：5.1×10^-8μm²，也大幅降低。说明铝基封堵防塌剂封堵性能优良。

实施例3：

强抑制、强封堵铝基防塌钻井液体系流变滤失性、抑制性评价：测定强抑制、强封堵铝基防塌钻井液体系120℃/16h老化前后的流变、滤失性能及其滚动分散回收率、水化膨胀率，结果见表1及图2和图3。强抑制、强封堵铝基防塌钻井液体系，老化前后的粘度相比变化很小，流变性能优良；老化前后的API滤失量均较低，滤失性优良，岩样水化膨胀率将去离子水大幅降低，回收率大幅提高，说明其能提高体系的水化膨胀和水化分散抑制性。

表1强抑制、强封堵铝基防塌钻井液体系老化前后流变、滤失性评价

实施例4：

强抑制、强封堵铝基防塌钻井液体系抗盐能力评价：测定高效铝基封堵防塌钻井液体系中加入3％、5％、10％氯化钠后，120℃/16h老化前后的流变性(含初终切)、滤失性。从表2可知，高效铝-胺封堵防塌钻井液体系中加入3％、5％和8％的氯化钠后，与加入之前相比经120℃/16h老化前后粘度均有所增加，滤失量有所降低，但均未发生突变，表明其抗氯化钠达8％以上。

表2高效铝-胺封堵防塌钻井液体系抗盐能力评价结果

实施例5：

强抑制、强封堵铝基防塌钻井液体系抗钙能力评价：测定高效铝基封堵防塌钻井液体系中加入0.3％、0.5％、1.0％氯化钙后，120℃/16h老化前后的流变性(含初终切)、滤失性。由表3看出，高效铝-胺封堵防塌钻井液体系加入氯化钙后，与加入前相比，经120℃/16h老化前后粘度均有所增加，滤失量变化不大，流变性和滤失性均未发生突变，说明其抗钙能力在1.0％以上。

表3高效铝-胺封堵防塌钻井液体系抗钙能力评价结果

实施例6：

强抑制、强封堵铝基防塌钻井液体系抗劣土能力评价：测定高效铝基封堵防塌钻井液体系中加入3％、5％、8％复杂地层过100目劣土，测定体系120℃/16h老化前后的流变性(含初终切)、滤失性。由表4可知，高效铝-胺封堵防塌钻井液体系加入3％、5％和8％的劣土后，与加入之前相比，经120℃/16h老化前后的表观粘度和动切力均有所增加，滤失量有所降低，但流变性和滤失性未发生突变，表明其抗劣土达8％以上。

表4高效铝-胺封堵防塌钻井液体系抗劣土能力评价结果

实施例7：

强抑制、强封堵铝基防塌钻井液体系抗温耐温性能评价：

(1)抗温性能

测试高效铝基封堵防塌钻井液体系中120℃/16h、150℃/16h、180℃/16h老化前后的流变性、滤失性。由表5可知，高效铝-胺封堵防塌钻井液体系经120℃/16h、150℃/16h老化前后的流变性和滤失性未发生突变，在180℃/16h老化后，粘度和切力大幅下降，说明该配方抗温能力处于150℃以上，180℃以下。

表5强抑制、强封堵铝基防塌钻井液体系抗温性能评价结果

(2)耐温性能

测试高效铝基封堵防塌钻井液体系中120℃/16h、120℃/32h、120℃/48h老化前后的流变性、滤失性。

由表6可知，高效铝-胺封堵防塌钻井液体系经120℃/16h、120℃/32h、120℃/48h老化前后的流变性和滤失性均保持在较优水平，未发生突变，表明其具有较优的耐温能力。

表6强抑制、强封堵铝基防塌钻井液体系耐温性能评价结果

Claims

1.一种强抑制、强封堵铝基防塌水基钻井液，其特征在于该钻井液包含下列重量百分比的物质：

淡水100份；

钠膨润土4份；

包被抑制剂0.1～1份；

胺类强抑制剂0.3～5份；

降滤失剂0.5～5份；

增粘剂0.3～1份；

润滑剂1～5份；

高效铝基封堵剂0.5～5份。

2.如权利1要求所述的钻井液，其特征在于包被抑制剂可以是阳离子聚丙烯酰胺、非离子聚丙烯酰胺、阴离子聚丙烯酰胺、阴离子聚丙烯酰胺、聚丙烯酸钾、两性离子聚合物中的一种或几种的聚合物。

3.如权利要求1所述的钻井液，其特征在于，胺类强抑制剂是胺类化合物与环氧化合物反应合成的；所述的胺类化合物为聚醚胺、烷基胺、醚胺、四乙烯五胺、五乙烯六胺或多乙烯多胺；所述的环氧化合物为环氧丙烷或环氧乙烷。

4.如权利1要求所述的钻井液，其特征在于增粘剂可以是黄原胶、部分水解聚丙烯酰胺、聚丙烯酰胺、高粘度羧甲基纤维素、高粘度羟乙基纤维素、丙烯酰胺-丙烯酸类共聚物中的一种或几种的混合物。

5.如权利1要求所述的钻井液，其特征在于降滤失剂可以是树脂类、纤维素类、淀粉类、褐煤类、聚丙烯腈和树脂褐煤类的一种或几种混合物。

6.如权利1要求所述的钻井液，其特征在于润滑剂，润滑剂可以是石墨类、表面活性剂类、矿物油、植物油类中的一种或几种的混合物。

7.如权利1要求所述的钻井液，其特征在于高效铝基封堵防塌剂是有机酸与含铝化合物反应合成的；所述的有机酸为单宁酸、柠檬酸、腐植酸、草酸；所述的含铝化合物为氢氧化铝、氯化铝、硫酸铝、硝酸铝。