CN105018053B - 一种可循环微泡钻井液及其制备方法 - Google Patents

一种可循环微泡钻井液及其制备方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种可循环微泡钻井液及其制备方法，该钻井液包括如下重量份数的组分：水100份，纯碱0.15份、钠膨润土2～3份，羧甲基纤维素0.3～0.5份，聚丙烯酰胺钾0.3～0.5份，水解聚丙烯腈钾0.3～0.5份，水解聚丙烯腈铵0.3～0.5份，发泡剂0.2～0.6份，封堵剂3～6份；制备方法包括步骤：1)将水、纯碱、钠膨润土混合搅拌，密封静置，得基浆；2)向基浆中加入羧甲基纤维素、聚丙烯酰胺钾、水解聚丙烯腈钾、水解聚丙烯腈铵、发泡剂和封堵剂，搅拌即得。本发明的可循环微泡钻井液的密度低、储层伤害小、防塌封堵性强、可循环使用，制备方法简单方便，适用于工业化生产。

Description

一种可循环微泡钻井液及其制备方法
技术领域
本发明涉及一种可循环微泡钻井液及其制备方法，属于油田微泡钻井液技术领域。
背景技术
鄂尔多斯盆地红河油田属于低孔、低压、低渗储层，且上部地层天然裂缝较发育，以Ⅱ、Ⅲ级断裂为主。现有的钾铵基钻井液存在储层伤害大、防漏堵漏效果差等问题，制约了机械钻速和单井产量的提升，同时也增加了钻井成本。
可循环微泡钻井液是上世纪90年代逐步发展起来的欠平衡钻井工作流体，它是在钻井液中加入适量的发泡剂和稳泡剂，从而形成一种细密而稳定的微泡沫，使钻井液体系密度可降至0.60-1.00g/cm3，且不影响钻井液其他性能的调节和控制，具有防漏防塌特性，可提高机械钻速，保护油气层，现场施工与常规钻井相似，不需要增加特殊设备，具有技术和经济上的优势，弥补了普通泡沫钻井液成本高、工艺复杂、易污染等缺点，是实现低成本开发低压低渗易漏油气藏欠平衡钻井的理想钻井液体系。
国内外一些油田开展了相关微泡沫技术研究，专利CN103320105A公开了一种可循环的微泡钻井液，该钻井液中各成分及配比按重量份如下：(1)基浆：膨润土3-6份、纯碱0.1-0.4份、清水100份、发泡剂0.5-1份、稳泡剂0.3-0.8份、泡沫增强剂0.05-0.3份；(2)处理剂：降滤失剂2-4份、抑制剂0.1-0.3份、流型调节剂0.3-0.7份。该钻井液虽然具有泡沫稳定、抗压缩能力强得特点，但其没有考虑钻井液的携岩能力，没有对鄂尔多斯盆地低孔低渗油气藏做适应性研究，存在密度可调范围小，影响钻井液泵上水效率，页岩抑制性低，防漏堵漏性能差等问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种密度低且可调范围广、储层伤害小、页岩抑制性好、防塌封堵性强的可循环微泡钻井液。
本发明的另一目的是提供一种可循环微泡钻井液的制备方法，该制备方法简单方便，适用于工业化生产。
为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：
一种可循环微泡钻井液，包括如下重量份数的组分：水100份，纯碱0.15份、钠膨润土2～3份，羧甲基纤维素0.3～0.5份，聚丙烯酰胺钾0.3～0.5份，水解聚丙烯腈钾0.3～0.5份，水解聚丙烯腈铵0.3～0.5份，发泡剂0.2～0.6份、封堵剂3～6份。
所述发泡剂主要由十二醇硫酸钠与聚氧乙烯辛基苯酚醚混合组成。
优选的，所述的十二醇硫酸钠与聚氧乙烯辛基苯酚醚的质量比为1:1。
所述封堵剂为单向压力封闭剂与CaCO3的混合物，单向压力封闭剂与CaCO3的质量比为1～3：2～5；所述CaCO3为颗粒状，粒度为100～600目。
优选的，所述的封堵剂为单向压力封闭剂与粒度为600目的CaCO3的混合物，单向压力封闭剂与600目CaCO3的质量比为1:2。
所述的封堵剂为单向压力封闭剂与两种以上粒度的CaCO3的混合物。
优选的，所述的封堵剂为单向压力封闭剂与粒度为100目的CaCO3、粒度为200目的CaCO3、粒度为600目的CaCO3的混合物，单向压力封闭剂与100目CaCO3、200目CaCO3、600目CaCO3的质量比为3：1：2：2。
所述单向压力封闭剂为单向压力封闭剂DF-1。
使用时，配合该可循环微泡钻井液使用的消泡剂为非离子表面活性剂。
优选的，配合该可循环微泡钻井液使用的消泡剂为钻井液用消泡剂HFX-101。
所述消泡剂的使用量为可循环微泡钻井液重量的0.5％。
一种可循环微泡钻井液的制备方法，包括如下步骤：
1)按配方量取水，加入纯碱和钠膨润土，搅拌使其均匀后密封静置，得基浆；
2)向步骤1)所得的基浆中依次加入羧甲基纤维素、聚丙烯酰胺钾、水解聚丙烯腈钾、水解聚丙烯腈铵、发泡剂和封堵剂，搅拌，即得。
步骤1)中，所述搅拌的转速为400r/min，搅拌时间为10h。
步骤1)中，所述静置的时间是24h。
步骤2)中，所述搅拌的转速为1300r/min，搅拌时间为2h。
有益效果：本发明的可循环微泡钻井液，是在钾铵基聚合物钻井液的基础上形成可循环的微泡钻井液，配方简单，适用性强，适用在低压低孔低渗油气藏，既具有钾铵基抑制性好、低失水等特点，又具备密度低、储层伤害小、防塌封堵性强、具有良好流变性、可循环使用的特点，能够有效保护油气层、提高机械钻速达38.4％以上。
为了更有效的平衡鄂南油田地层低压系统，实现微欠平衡钻井，减少复杂损失时间，保护储层，控制成本，本发明在现有钾铵基钻井液基础上开展了可循环微泡钻井液技术研究，试验井较邻井相比机械钻速提高了38.4％，漏失量降为0，单井整体钻井成本节约了50万元。
本发明一种可循环微泡钻井液的制备方法简单方便，适用于工业化生产。
附图说明
图1为实施例1的可循环微泡钻井液的密度与压力关系图。
具体实施方式
以下结合实施例对本发明的技术方案进行详细说明，但不限定本发明的技术方案。
实施例1
本实施例的可循环微泡钻井液，包括如下重量的组分：水1000g，纯碱1.5g，钠膨润土30g，低粘羧甲基纤维素5g，聚丙烯酰胺钾3g，水解聚丙烯腈钾4g，水解聚丙烯腈铵3g，发泡剂6g和封堵剂30g。
其中，所述发泡剂为十二醇硫酸钠与聚氧乙烯辛基苯酚醚的质量比为1：1的混合物；所述封堵剂为单向压力封闭剂DF-1与600目CaCO3的质量比为1：2的混合物。使用时，配合该微泡钻井液使用的消泡剂为钻井液用消泡剂HFX-101，使用量为可循环微泡钻井液重量的0.5％。
本实施例的可循环微泡钻井液的制备方法，包括如下步骤：
1)取蒸馏水1000g，依次加入1.5g纯碱、30g钠膨润土，在转速400r/min条件下搅拌10h后加盖密封，静置24h，得基浆；
2)向步骤1)所得的基浆中依次加入低粘羧甲基纤维素5g，聚丙烯酰胺钾3g，水解聚丙烯腈钾4g，水解聚丙烯腈铵3g，发泡剂6g和封堵剂30g，在1300r/m转速下搅拌2h进行发泡，即得。
实施例2
本实施例的可循环微泡钻井液，包括如下重量的组分：
水1000g，纯碱1.5g，钠膨润土30g，低粘羧甲基纤维素3g，聚丙烯酰胺钾3g，水解聚丙烯腈钾3g，水解聚丙烯腈铵3g，发泡剂5g和封堵剂30g。
其中，所述发泡剂为十二醇硫酸钠与聚氧乙烯辛基苯酚醚的质量比为1：1的混合物；所述封堵剂为单向压力封闭剂DF-1与100目CaCO3：200目CaCO3：600目CaCO3的质量比为3：1：2：2的混合物。使用时，配合该微泡钻井液使用的消泡剂为钻井液用消泡剂HFX-101，使用量为可循环微泡钻井液重量的0.5％。
本实施例的可循环微泡钻井液的制备方法，包括如下步骤：
1)取蒸馏水1000g，依次加入1.5g纯碱、30g钠膨润土，在转速400r/min条件下搅拌10h后加盖密封，静置24h，得基浆；
2)向步骤1)所得的基浆中依次加入低粘羧甲基纤维素3g，聚丙烯酰胺钾3g，水解聚丙烯腈钾3g，水解聚丙烯腈铵3g，发泡剂5g和封堵剂30g，在1300r/m转速下搅拌2h进行发泡，即得。
实施例3
本实施例的可循环微泡钻井液，包括如下重量的组分：
水1000g，纯碱1.5g、钠膨润土20g，低粘羧甲基纤维素3g，聚丙烯酰胺钾3g，水解聚丙烯腈钾3g，水解聚丙烯腈铵3g，发泡剂4g和封堵剂60g。
其中，所述发泡剂为十二醇硫酸钠与聚氧乙烯辛基苯酚醚的质量比为1：1的混合物；所述封堵剂为单向压力封闭剂DF-1与100目CaCO3：200目CaCO3：600目CaCO3的质量比为3：1：2：2的混合物。使用时，配合该微泡钻井液使用的消泡剂为钻井液用消泡剂HFX-101，使用量为可循环微泡钻井液重量的0.5％。
本实施例的可循环微泡钻井液的制备方法，包括如下步骤：
1)取蒸馏水1000g，依次加入1.5g纯碱、20g钠膨润土，在转速400r/min条件下搅拌10h后加盖密封，静置24h，得基浆；
2)向步骤1)所得的基浆中依次加入低粘羧甲基纤维素3g，聚丙烯酰胺钾3g，水解聚丙烯腈钾3g，水解聚丙烯腈铵3g，发泡剂4g和封堵剂60g，在1300r/m转速下搅拌2h进行发泡，即得。
实施例4
本实施例的可循环微泡钻井液，包括如下重量的组分：
水1000g，纯碱1.5g、钠膨润土25g，低粘羧甲基纤维素4g，聚丙烯酰胺钾5g，水解聚丙烯腈钾5g，水解聚丙烯腈铵5g，发泡剂4g和封堵剂45g。
其中，所述发泡剂为十二醇硫酸钠与聚氧乙烯辛基苯酚醚的质量比为1：1的混合物；所述封堵剂为单向压力封闭剂DF-1与300目CaCO3的质量比为2：3的混合物。使用时，配合该微泡钻井液使用的消泡剂为钻井液用消泡剂HFX-101，使用量为可循环微泡钻井液重量的0.5％。
本实施例的可循环微泡钻井液的制备方法，包括如下步骤：
1)取蒸馏水1000g，依次加入1.5g纯碱、25g钠膨润土，在转速400r/min条件下搅拌10h后加盖密封，静置24h，得基浆；
2)向步骤1)所得的基浆中依次加入低粘羧甲基纤维素4g，聚丙烯酰胺钾5g，水解聚丙烯腈钾5g，水解聚丙烯腈铵5g，发泡剂4g和封堵剂45g，在1300r/m转速下搅拌2h进行发泡，即得。
上述实施例中，所述单向压力封闭剂由新乡市富邦科技有限公司生产，产品型号：DF-1；所述钻井液用消泡剂HFX-101由天津市诚利化工有限责任公司生产，产品型号：-T。
实验例：
(1)常规性能评价
对实施例1～3得到的可循环微泡钻井液进行性能评价(测试方法参考《GB/T16783.1-2006石油天然气工业钻井液现场测试》)。结果如表1所示：
表1 实施例1～3得到的可循环微泡钻井液的产品性能
由表1可知：本发明的可循环微泡钻井液密度可在0.8～1.0g/cm3范围内调节，密度低，满足鄂尔多斯盆地低孔低渗油气藏对钻井液的要求。
(2)储层伤害评价
取实施例3的可循环微泡钻井液，以及红河44井长8层位渗透率较高的岩心C81305-18和岩心C81305-19在温度70℃、压差3.5MPa下进行储层伤害评价实验，实验结果如表2所示：
表2 实施例3可循环微泡钻井液的岩心伤害实验数据
由表2可知：红河油田44井长8层位岩心C81305-18和岩心C81305-19经可循环微泡钻井液伤害前后岩心渗透率变化较小，两块岩心渗透率恢复值分别为86.36％和90.0％，均大于70％，渗透率平均恢复值为88.18％，满足设计要求。
(3)抑制性能评价
取实施例2的可循环微泡钻井液进行膨润土膨胀率评价实验，实施例2的滤液是实施例2的钻井液采用API中压失水仪在常温、压差(690±35kP)作用下通过截面积为45.8±0.6(直径9cm)过滤面积的滤纸所渗透而来。实验结果如表3所示：
表3 膨润土膨胀实验数据
项目 时间 膨胀率 时间 膨胀率 时间 膨胀率
水 8h 25.9％ 16h 42.3％ 24h 52.6％
实施例2的滤液 8h 22.8％ 16h 32.5％ 24h 40.2％
实施例2 8h 20.2％ 16h 27.5％ 24h 32.7％
由表3可知：微泡钻井液和微泡钻井液滤液较清水有较好的抑制性，实施例2微泡钻井液滤液在24h后膨胀率40.2％，实施例2在24h的膨胀率降低至32.7％。说明该可循环微泡钻井液具有优异的抑制效果。
(4)密度特性研究
在不同温度和压力下对取实施例2的可循环微泡钻井液采用高温高压PVT分析仪进行密度特性研究实验，实验结果如图1所示；由图1可知，在压力<3.5MPa下可循环微泡钻井液密度随压力增加迅速升高，压力>3.5MPa时，增速缓慢，120℃温度、30MPa压力下可循环微泡钻井液的密度仍低于1.0g/mL-1，表明该基于钾铵基聚合物体系的可循环微泡钻井液具有良好的抗压缩性能，高压条件下仍能保持较低密度，有利于钻井施工安全。
(5)模拟堵漏评价
对比例1：配制方法包括如下步骤：
1)取蒸馏水1000g，依次加入1.5g纯碱、3g钠膨润土，转速400r/min条件下搅拌10h后加盖密封，静置24h，得基浆；
2)向步骤1)所得的基浆中依次加入低粘羧甲基纤维素5g，聚丙烯酰胺钾3g，水解聚丙烯腈钾4g，水解聚丙烯腈铵3g，发泡剂6g，1300r/min转速下搅拌2h进行发泡。
步骤2)中,所述发泡剂为十二醇硫酸钠与聚氧乙烯辛基苯酚醚的质量比为1：1的混合物；使用时，配合该微泡钻井液使用的消泡剂为非离子表面活性剂HFX-101，使用量为可循环微泡钻井液重量的0.5％。
对比例2：配制方法包括如下步骤：
1)取蒸馏水1000g，依次加入1.5g纯碱、3g钠膨润土，转速400r/min条件下搅拌10h后加盖密封，静置24h，得基浆；
2)向步骤1)所得的基浆中依次加入低粘羧甲基纤维素3g，聚丙烯酰胺钾3g，水解聚丙烯腈钾3g，水解聚丙烯腈铵3g，发泡剂5g，1300rpm转速下搅拌12h后400rpm转速下搅拌进行发泡。
步骤2)中所述的发泡剂包括以下质量比的组分：十二醇硫酸钠：聚氧乙烯辛基苯酚醚＝1：1；使用时，配合该微泡钻井液使用的消泡剂为HFX-101，使用量为可循环微泡钻井液重量的0.5％。
该堵漏实验采用QD-2型堵漏仪，以每秒0.069MPa的速度增加压力至6.9MPa，或者到封堵被破坏，仪器容器中的钻井液流空为止，记录流出的钻井液体积和达到的最大压力，如果封堵成功，维持该压力10分钟，记录最终的钻井液体积。
因红河油田颗粒孔喉直径大部分分布在20μm～40μm和100μm～130μm的范围内，根据日本学者针对颗粒堆积模拟堵漏提出的“三颗粒相接”的架桥理论模型，通过计算，选80～120目石英砂模拟20μm～40μm微孔隙条件进行模拟堵漏评价实验，实验结果如表4所示；选20～40目石英砂模拟100μm～130μm微孔隙条件进行模拟堵漏评价实验，实验结果如表5所示。
表4 80～120目石英砂模拟封堵实验数据
处理液 漏失量(ml) 承压能力(MPa)
基浆 2000 0.68
对比例1 800 ＞3.5
实施例1 0 ＞3.5
由表4可知，在80～120目石英砂模拟的20μm～40μm微裂缝及孔隙条件下，对比例1的钻井液相对基浆的漏失量为40％，加入包括如下质量比组分的封堵剂：单封DF-1：600目CaCO3＝1：2的实施例1的可循环微泡钻井液可实现全封堵，有效的预防井底漏失。
表5 20～40目石英砂模拟封堵实验数据
堵漏浆配方 漏失量(ml) 承压能力(MPa)
基浆 2000 0.68
对比例2 2000 0.68
实施例2 60 ＞3.5
由表5可以看出，对比例1的钻井液对20～40目石英砂模拟的100μm～130μm微裂缝及孔隙的防漏效果较差；加入包括如下质量比组分的封堵剂：单封DF-1：100目CaCO3：200目CaCO3：600目CaCO3＝3：1：2：2的实施例2的可循环微泡钻井液可以将漏失率降低到3％以内，能够适应水平井防漏需要。
(6)消泡剂的优选实验
选取实施例2的可循环微泡钻井液，其中一份为不含消泡剂的可循环微泡钻井液作为空白对照，另一份为加入0.5％消泡剂HFX-101的可循环微泡钻井液，静置8h，实验前后微泡钻井液的密度变化数据如见表6所示：
表6 消泡剂优选实验数据
由表6可知，在实施例2的可循环微泡钻井液中加入消泡剂HFX-101，静置8小时后，密度明显高于未加消泡剂的实施例2的可循环微泡钻井液，优选出的消泡剂HFX-101可有效促进微泡的破裂，将微泡钻井液转化为钾铵基聚合物钻井液。
现场实验：
红河油田属于低压低渗底孔隙油田，由于受地质构造运动的影响，地层孔隙、裂缝、断层普遍发育，钻井过程中上部井段志丹群经常发生失返性漏失，不仅影响钻井作业的正常进行，而且往往会衍生出其他类型的井下复杂情况，严重时可能造成井塌、卡钻甚至井眼报废等恶性事故，严重制约着红河油田的勘探开发进度。我们在该区块1口井试验了本发明微泡钻井液体系，取得了显著的效果，井漏发生率为零，并有效保护了油气层，同时该钻井液在提高机械钻速方面效果明显。
在HH105-44井，使用按照室内实验的方法所配制的各组分配方比如实施例1的可循环微泡钻井液，同时开动全部搅拌器及固控设备增加混气量，使气泡在地面混合均匀，循环2周后钻井液马氏漏斗粘度29s，密度0.88g/cm3，从400m钻至1080m，段长680m，钻穿志丹群。钻进过程中钻井液密度一直控制在0.85-0.95g/cm3，未发生井漏(与HH105-44井口相距5米的邻井HH105-43在钻进该井段过程中发生漏失，漏失量达到200m3)。HH105-44井采用可循环微泡钻井液实现了近平衡钻井，全井机械钻速较HH105-43井提高38.4％，安全快速钻井的同时有效保护了地层，总体钻井成本节约50万元。

Claims (7)

1.一种可循环微泡钻井液，其特征在于：包括如下重量份数的组分：水100份，纯碱0.15份、钠膨润土2～3份，低粘羧甲基纤维素0.3～0.5份，聚丙烯酰胺钾0.3～0.5份，水解聚丙烯腈钾0.3～0.5份，水解聚丙烯腈铵0.3～0.5份，发泡剂0.2～0.6份，封堵剂3～6份；
所述发泡剂由十二醇硫酸钠与聚氧乙烯辛基苯酚醚混合组成，十二醇硫酸钠与聚氧乙烯辛基苯酚醚的质量比为1:1；
所述封堵剂为单向压力封闭剂与CaCO3的混合物，单向压力封闭剂与CaCO3的质量比为1～3：2～5；所述单向压力封闭剂为单向压力封闭剂DF-1；所述CaCO3为颗粒状，粒度为100～600目。
2.根据权利要求1所述的可循环微泡钻井液，其特征在于：所述的封堵剂为单向压力封闭剂与粒度为600目的CaCO3的混合物，单向压力封闭剂与600目CaCO3的质量比为1:2。
3.根据权利要求1所述的可循环微泡钻井液，其特征在于：所述的封堵剂为单向压力封闭剂与两种以上粒度的CaCO3的混合物。
4.根据权利要求3所述的可循环微泡钻井液，其特征在于：所述的封堵剂为单向压力封闭剂与粒度为100目的CaCO3、粒度为200目的CaCO3、粒度为600目的CaCO3的混合物，单向压力封闭剂与100目CaCO3、200目CaCO3、600目CaCO3的质量比为3：1：2：2。
5.根据权利要求1所述的可循环微泡钻井液，其特征在于：使用时，配合该可循环微泡钻井液使用的消泡剂为钻井液用消泡剂HFX-101。
6.根据权利要求5所述的可循环微泡钻井液，其特征在于：所述消泡剂的使用量为可循环微泡钻井液重量的0.5%。
7.一种如权利要求1所述的可循环微泡钻井液的制备方法，其特征在于：包括如下步骤：
1）按配方量取水，加入纯碱和钠膨润土，搅拌使其均匀后密封静置，得基浆；
2）向步骤1）所得的基浆中依次加入低粘羧甲基纤维素、聚丙烯酰胺钾、水解聚丙烯腈钾、水解聚丙烯腈铵、发泡剂和封堵剂，搅拌，即得。
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