CN104726077B - 一种钻井液用承压填堵剂 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种钻井液用可解堵承压填充剂，由以下原料按重量百分比构成：方解石粉10％‑35％、锯末粉材料15％‑20％、聚丙烯纤维5‑10％、超细碳酸钙45％‑60％；所述方解石粉的粒度为100‑120目；所述锯末粉材料的粒度为80‑120目；所述聚丙烯纤维的粒度为120‑320目；所述超细碳酸钙的粒度配比为400目：1250目：8000目＝10‑15％：10‑15％：25‑30％；本发明能够有效的对微裂纹进行承压填充，预防漏失、垮塌，提高井壁承压能力和稳定性。

Description

一种钻井液用承压填堵剂
技术领域
本发明涉及石油钻井用助剂技术领域，具体涉及一种钻井用可解堵承压填充剂。
背景技术
在石油勘探开发过程中，井漏是最为常见的一种复杂现象，尤其在微裂缝地层、渗透性地层、页岩地层、煤层、破碎带地层及储层，井壁失稳、井漏风险大大增加；井壁失稳通常造成井壁垮塌，引发卡钻、填埋钻具的风险，而井漏的发生，极大地增加了储层损害，钻井液配置成本，延长了钻井周期，甚至带来井控风险，造成极大的经济损失；目前，行业中并无一种既能提高井壁稳定性，又能进行承压填充、对井壁起到强化作用的防漏产品；而传统的随钻堵漏剂、锯末粉产品，由于粒径级配效果不佳，只能够用于处理渗透性漏失及小漏，随钻损耗较大，需要不断补充；且漏失处理后容易反复发生井漏，大大降低了钻完井效率；该类处理剂不能到较好的达稳定井壁、预防漏失及提高井壁承压能力的效果，且大部分产品中含有聚合物成分，对钻井液流变性影响较大，制约了该类产品的推广应用。
唐山市金沙工贸有限公司发明了一种无渗透油层保护剂(专利号：201210506592.5)，该无渗透油层保护剂的组成成分及质量百分比为：单项压力封闭剂50％-70％，腐植酸钠20％-30％，羧甲基纤维素钠10-20％；中国石油天然气股份有限公司发明了一种多元协同堵漏剂及其应用(专利号：201410487887.1)，包括组分一：刚性颗粒40-50重量份、柔性材料15-20重量份、超细填充材料15-20重量份、膨胀型聚合物15-20重量份；或者，其包括组分二：刚性颗粒50-70重量份、柔性材料10-25重量份、超细填充材料10-25重量份、膨胀型聚合物10-30重量份。
上述专利中公开的填堵剂，配方中酸溶成分较少，不利于后期完井封堵，并且布不能够对微裂纹进行承压填充。
发明内容
本发明的目的在于提供一种能有效对微裂缝进行承压填充，预防漏失、垮塌，提高井壁承压能力和稳定性的承压封堵剂。
本所采用的技术方案是：一种钻井液用可解堵承压填充剂，由以下原料按重量百分比构成：方解石粉10％-35％、锯末粉材料15％-20％、聚丙烯纤维5-10％、超细碳酸钙45％-60％。
作为优选，所述锯末粉材料的粒度为80-120目；所述方解石粉的粒度为100-200目；所述聚丙烯纤维的粒度为120-320目；所述超细碳酸钙的粒度配比为400目：1250目：8000目＝10-15％：10-15％：25-30％。
作为优选，所述锯末粉材料的水分含量小于2％。
作为优选，一种钻井液用可解堵承压填充剂，由以下原料按重量百分比构成：粒度为100-120目方解石粉10％、粒度为80-120目锯末粉材料20％、粒度为120-320目聚丙烯纤维10％、粒度为400目的超细碳酸钙15％、粒度为1250目的超细碳酸钙15％、粒度为8000目的超细碳酸钙30％。
作为优选，一种钻井液用可解堵承压填充剂，由以下原料按重量百分比构成：粒度为100-120目方解石粉35％、粒度为80-120目锯末粉材料15％、粒度为120-320目聚丙烯纤维5％、粒度为400目的超细碳酸钙10％、粒度为1250目的超细碳酸钙10％、粒度为8000目的超细碳酸钙25％。
作为优选，一种钻井液用可解堵承压填充剂，由以下原料按重量百分比构成：粒度为100-120目方解石粉22％、粒度为80-120目锯末粉材料17％、粒度为120-320目聚丙烯纤维8％、粒度为400目的超细碳酸钙13％、粒度为1250目的超细碳酸钙12％、粒度为8000目的超细碳酸钙28％。
作为优选，一种钻井液用可解堵承压填充剂，由以下原料按重量百分比构成：粒度为100目方解石粉22％、粒度为80目锯末粉材料17％、粒度为120目聚丙烯纤维8％、粒度为400目的超细碳酸钙13％、粒度为1250目的超细碳酸钙12％、粒度为8000目的超细碳酸钙28％。
作为优选，一种钻井液用可解堵承压填充剂，由以下原料按重量百分比构成：粒度为120目方解石粉22％、粒度为120目锯末粉材料17％、粒度为320目聚丙烯纤维8％、粒度为400目的超细碳酸钙13％、粒度为1250目的超细碳酸钙12％、粒度为8000目的超细碳酸钙28％。
作为优选，一种钻井液用可解堵承压填充剂，由以下原料按重量百分比构成：粒度为100目方解石粉22％、粒度为100目锯末粉材料17％、粒度为270目聚丙烯纤维8％、粒度为400目的超细碳酸钙13％、粒度为1250目的超细碳酸钙12％、粒度为8000目的超细碳酸钙28％。
本发明的有益效果：
(1)提高井壁稳定性和承压能力、预防井漏、防止卡钻，保证井下安全。
(2)良好酸溶性，有利于储层保护。
(3)与各种钻井液体系配伍性好、对流变性影响小，易于推广应用。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明做进一步说明。
实施例一
一种钻井液用可解堵承压填充剂，由以下原料按重量百分比构成：粒度为100-120目方解石粉10％、粒度为80-120目锯末粉材料20％、粒度为120-320目聚丙烯纤维10％、粒度为400目的超细碳酸钙15％、粒度为1250目的超细碳酸钙15％、粒度为8000目的超细碳酸钙30％。
锯末粉材料的水分含量小于2％，按以上各组分重量百分比称取原料混合均匀即得产品。
实施例二
一种钻井液用可解堵承压填充剂，由以下原料按重量百分比构成：粒度为100-120目方解石粉35％、粒度为80-120目锯末粉材料15％、粒度为120-320目聚丙烯纤维5％、粒度为400目的超细碳酸钙10％、粒度为1250目的超细碳酸钙10％、粒度为8000目的超细碳酸钙25％。
锯末粉材料的水分含量小于2％，按以上各组分重量百分比称取原料混合均匀即得产品。
实施例三
一种钻井液用可解堵承压填充剂，由以下原料按重量百分比构成：粒度为100-120目方解石粉22％、粒度为80-120目锯末粉材料17％、粒度为120-320目聚丙烯纤维8％、粒度为400目的超细碳酸钙13％、粒度为1250目的超细碳酸钙12％、粒度为8000目的超细碳酸钙28％。
锯末粉材料的水分含量小于2％，按以上各组分重量百分比称取原料混合均匀即得产品。
实施例四
一种钻井液用可解堵承压填充剂，由以下原料按重量百分比构成：粒度为100目方解石粉22％、粒度为80目锯末粉材料17％、粒度为120目聚丙烯纤维8％、粒度为400目的超细碳酸钙13％、粒度为1250目的超细碳酸钙12％、粒度为8000目的超细碳酸钙28％。
锯末粉材料的水分含量小于2％，按以上各组分重量百分比称取原料混合均匀即得产品。
实施例五
一种钻井液用可解堵承压填充剂，由以下原料按重量百分比构成：粒度为120目方解石粉22％、粒度为120目锯末粉材料17％、粒度为320目聚丙烯纤维8％、粒度为400目的超细碳酸钙13％、粒度为1250目的超细碳酸钙12％、粒度为8000目的超细碳酸钙28％。
锯末粉材料的水分含量小于2％，按以上各组分重量百分比称取原料混合均匀即得产品。
实施例六
一种钻井液用可解堵承压填充剂，由以下原料按重量百分比构成：粒度为100目方解石粉22％、粒度为100目锯末粉材料17％、粒度为270目聚丙烯纤维8％、粒度为400目的超细碳酸钙13％、粒度为1250目的超细碳酸钙12％、粒度为8000目的超细碳酸钙28％。
锯末粉材料的水分含量小于2％，按以上各组分重量百分比称取原料混合均匀即得产品。
本发明产品的技术指标要求如下：
筛余物质量分数(80目) ≤10.0％
水分含量 ≤8.0％
表观粘度(5％加量) ≤3mpa.s
砂床(20-40目)承压能力 ≥5.0MPa
砂床(20-40目)强化后清水承压能力 ≥5.0MPa
酸溶率 ≥65％
本发明检测试样浆的配制方法如下：
配试样浆，加蒸馏水400ml，在负载9000±300rpm搅拌下加入烧碱0.4g，高速搅拌5min，调节pH值9到10，再加试样16.0g，高速搅拌10min；在负载11000±300rpm搅拌下再加黄原胶(XC)1.6g，高速搅拌30min；
每加完材料或试样后，在固定搅拌时间过程中应停下二次，以刮下器壁上的粘附物。最后低速搅拌或加入少量消泡剂进行消泡处理。
本发明检测方法如下：
1、筛余物质量分数
称取试样10g(准确至0.01g)放入按产品标准规定的已知质量的筛内；手持筛子的上端轻轻摇动，用刷子将物料轻轻刷下，直至在白纸上无粉料落下为止；然后将剩余物连同筛子一起称量(0.0002g)。
筛余物质量分数X1(％)按式(2)计算：
X1＝(m1-m2)/m×100 (2)
式中m——试样质量，g；
m1——空筛和剩余物的质量，g；
m2——空筛的质量，g。
2、水分含量
在已知重量的玻璃皿(m0)内加入样品2.0000～10.0000g，称重，记为m1；置于100±5℃的烘箱内，开盖干燥2～4h，盖好后用坩埚钳取出，将玻璃皿放入干燥器内，冷却0.5h，待降至室温后称重，记为m2；再将玻璃皿置于100±5℃的烘箱内，干燥0.5h左右，取出，干燥器内冷却至室温后称重记为m22；反复操作，直到干燥至恒重为止，即最后两次重量差不超过2mg(m2n－m2n-1≤0.0020g)记录恒重值m2。
水分含量X2按下式计算：
X2＝(m1-m2)/(m1-m0)×100％
3、表观粘度
按照SH/T0018-90含添加剂石油蜡表观粘度测定法测定。
4、砂床承压能力
在GGS71-A型高温高压滤失仪泥浆杯中，不加滤纸，在下通气阀杆打开的状态下，直接加入20目～40目干燥洁净的河砂500g，用小铁棒将河砂插紧压实铺平；将试样浆用玻璃棒引流缓慢加入高温高压滤失仪泥浆杯中至装满；装好泥浆杯上盖，进行承压实验，加压前先打开上阀杆再缓慢加压至0.7MPa，稳压30min，然后缓慢均匀的加压至5.0MPa，稳压30min，关闭上阀杆，泄压；拆上阀杆时，应缓慢泄压，避免气体冲坏砂床；承压实验过程中，任何时间出现砂床击穿并有气体放空(无气体放空但有少量滤液从下阀杆滴出的情况除外)，应关闭气源，结束实验。
5、砂床(20-40目)强化后清水承压能力
在GGS71-A型高温高压滤失仪泥浆杯中，不加滤纸，在下通气阀杆打开的状态下，直接加入20目～40目干燥洁净的河砂500g，用小铁棒将河砂插紧压实铺平；将试样浆用玻璃棒引流缓慢加入高温高压滤失仪泥浆杯中至装满；装好泥浆杯上盖，进行承压实验，加压前先打开上阀杆再缓慢加压至0.7MPa，稳压30min，然后缓慢均匀的加压至5.0MPa，稳压30min，关闭上阀杆，泄压；拆上阀杆时，应缓慢泄压，避免气体冲坏砂床；拆开上盖，继续用玻璃棒引流将泥浆杯加满清水，装好泥浆杯上盖，继续进行承压实验，加压前先打开上阀杆再缓慢均匀的加压至5Mpa，稳压10min；承压实验过程中，任何时间出现砂床击穿并有气体放空(无气体放空但有少量滤液从下阀杆滴出的情况除外)，应关闭气源，结束实验。
6、酸溶率
测定室温条件下盐酸溶解率。
取上述实施例中制备的产品进行产品性能测试，测试结果如下：
表1.产品性能测试结果
上述实施方式旨在举例说明本发明可为本领域专业技术人员实现或使用，对上述实施方式进行修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，故本发明包括但不限于上述实施方式，任何符合本权利要求书或说明书描述，符合与本文所公开的原理和新颖性、创造性特点的方法、工艺、产品，均落入本发明的保护范围之内。

Claims (7)

1.一种钻井液用可解堵承压填充剂，其特征在于：由以下原料按重量百分比构成：方解石粉10％-35％、锯末粉材料15％-20％、聚丙烯纤维5-10％、超细碳酸钙45％-60％。
2.根据权利要求1所述一种钻井液用可解堵承压填充剂，其特征在于：由以下原料按重量百分比构成：粒度为100-120目方解石粉10％、粒度为80-120目锯末粉材料20％、粒度为120-320目聚丙烯纤维10％、粒度为400目的超细碳酸钙15％、粒度为1250目的超细碳酸钙15％、粒度为8000目的超细碳酸钙30％。
3.根据权利要求1所述一种钻井液用可解堵承压填充剂，其特征在于：由以下原料按重量百分比构成：粒度为100-120目方解石粉35％、粒度为80-120目锯末粉材料15％、粒度为120-320目聚丙烯纤维5％、粒度为400目的超细碳酸钙10％、粒度为1250目的超细碳酸钙10％、粒度为8000目的超细碳酸钙25％。
4.根据权利要求1所述一种钻井液用可解堵承压填充剂，其特征在于：由以下原料按重量百分比构成：粒度为100-120目方解石粉22％、粒度为80-120目锯末粉材料17％、粒度为120-320目聚丙烯纤维8％、粒度为400目的超细碳酸钙13％、粒度为1250目的超细碳酸钙12％、粒度为8000目的超细碳酸钙28％。
5.根据权利要求1所述一种液钻井用可解堵承压填充剂，其特征在于：由以下原料按重量百分比构成：粒度为100目方解石粉22％、粒度为80目锯末粉材料17％、粒度为120目聚丙烯纤维8％、粒度为400目的超细碳酸钙13％、粒度为1250目的超细碳酸钙12％、粒度为8000目的超细碳酸钙28％。
6.根据权利要求1所述一种液钻井用可解堵承压填充剂，其特征在于：由以下原料按重量百分比构成：粒度为120目方解石粉22％、粒度为120目锯末粉材料17％、粒度为320目聚丙烯纤维8％、粒度为400目的超细碳酸钙13％、粒度为1250目的超细碳酸钙12％、粒度为8000目的超细碳酸钙28％。
7.根据权利要求1所述一种钻井液用可解堵承压填充剂，其特征在于：由以下原料按重量百分比构成：粒度为100目方解石粉22％、粒度为100目锯末粉材料17％、粒度为270目聚丙烯纤维8％、粒度为400目的超细碳酸钙13％、粒度为1250目的超细碳酸钙12％、粒度为8000目的超细碳酸钙28％。
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Date Code Title Description
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PB01 Publication
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Denomination of invention: Pressure-bearing filling agent for drilling fluid

Effective date of registration: 20181123

Granted publication date: 20170707

Pledgee: Guanghan Branch of China Construction Bank Co.,Ltd.

Pledgor: FLUIDS CHEM CO.,LTD.

Registration number: 2018510000124

CB03 Change of inventor or designer information
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Inventor after: Jin Chengping

Inventor after: Wang Zedong

Inventor before: Jin Chengping

Inventor before: Wang Zedong

Inventor before: Zhang Chao