CN109652031A - 一种强固壁钻井液体系及其制备方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种强固壁钻井液及其制备方法。包括以下组分制备而成，按重量份：强抑制强胶结井壁稳定剂的含量为1‑4份，纳米封堵剂的含量为0.5‑1份，铝基聚合物的含量为5‑10份，低活度处理剂的含量为0‑5份，润湿反转剂的含量为0.2‑1份，余量为水；所述强抑制强胶结井壁稳定剂含有作为主链的支化的聚乙烯亚胺结构和接枝在主链上的邻苯二酚基团；所述铝基聚合物为钻井液用铝基聚合物DLP‑1；低活度处理剂采用NaCl和KCl的复合盐；润湿反转剂采用阳离子型表面活性剂及非离子型表面活性剂的一种。本发明研究的强固壁钻井液能够有效抑制泥页岩水化膨胀，封固泥页岩微孔隙，提高泥页岩的力学性能，解决井壁失稳的难题。

Description

一种强固壁钻井液体系及其制备方法

技术领域

本发明涉及一种钻井液领域，特别涉及一种强固壁钻井液体系及其制备方法。

背景技术

井壁不稳定主要包括钻完井过程中的井壁坍塌、缩径、地层压裂等三种基本类型，是钻井工程中经常遇到的井下复杂情况之一，且每年给石油工业造成大量的经济损失，消耗的时间约占钻井总时间的5~6%。由于井壁失稳是一个世界性难题，因此受到各国科研人员的高度重视。

多年来，国内外的科研人员一直致力于井壁稳定技术的研究，并开展了一系列研究工作，井壁稳定技术在机理研究、室内评价方法、钻井液体系及技术对策等方面取得了较大发展，井壁稳定技术水平也有了显著提高。从研究思路来看，井壁稳定的技术研究大致经历了从纯力学研究，到钻井液化学研究，再到力学与化学耦合作用研究三个阶段。

目前，大多数研究者以减轻钻井液对井壁稳定性的不利影响为主要目标，研究能避免井壁失稳的钻井液体系：仅仅单方面研究钻井液中添加“堵漏剂”封堵漏失层或设计导致井壁失稳最小的钻井液体系。然而，由于不能完全抑制泥页岩的水化膨胀或阻止自由水的滤失，这些钻井液体系只能在一定程度上减轻井壁失稳所造成的影响，并不适用于极易坍塌或造浆的地层。因此，必须研究一种能够随钻将井壁岩石直接加固，大幅提高井壁岩石自身的力学稳定性，与此同时具有良好的抑制黏土水化膨胀以及封堵微裂隙的钻井液体系，才能从根本上解决井壁失稳难题，避免井壁失稳引起的缩径卡钻、井壁坍塌等工程事故。

发明内容

本发明的目的就是针对现有技术存在的上述缺陷，提供一种强固壁钻井液体系及其制备方法，从根本上解决井壁失稳难题，避免井壁失稳引起的缩径卡钻、井壁坍塌等工程事故。

本发明提到的一种强固壁钻井液体系，其技术方案是：包括以下组分制备而成，按重量份：

强抑制强胶结井壁稳定剂的含量为1-4份，纳米封堵剂的含量为0.5-1份，铝基聚合物的含量为5-10份，低活度处理剂的含量为0-5份，润湿反转剂的含量为0.2-1份，膨润土的含量为2-6份，所述pH值调节剂的含量为0.04-0.3份，所述流型调节剂的含量为0.1-6份，余量为水；

所述强抑制强胶结井壁稳定剂含有作为主链的支化的聚乙烯亚胺结构和接枝在主链上的邻苯二酚基团；

所述铝基聚合物为钻井液用铝基聚合物DLP-1；低活度处理剂采用NaCl和KCl的复合盐；润湿反转剂采用阳离子型表面活性剂及非离子型表面活性剂的一种；

所述膨润土优选为钠基膨润土，所述pH值调节剂采用碳酸钠，所述流型调节剂可以包括低粘聚阴离子纤维素、聚丙烯酰胺、聚丙烯酰胺钾盐中的至少一种。

优选的，上述邻苯二酚基团通式如式(I)

式(I)

式(I)中，R为碳原子数为1~4的烷基。

优选的，上述支化的聚乙烯亚胺如式(II)所示

式(II)中，l、m、n可相同或不同，分别为1以上的整数。

优选的，上述纳米封堵剂采用纳米SiO2。

优选的，上述强抑制强胶结井壁稳定剂可以含有如式()所示的结构：

式()

式()中，R1可为氢、碳原子数为1-4的烷基、苯基、-NH2、，R2可为氢、-NH2、碳原子数为1-4的烷基、苯基、，并且R1和R2中至少有一者为，R3为碳原子数为1-4的烷基，l、m、n可相同或不同，分别为1以上的整数。

且所述的强抑制强胶结井壁稳定剂的重均分子量为45000-80000g/mol。

优选的，上述低活度处理剂采用质量百分比为2%的NaCl和3%的KCl配制的复合盐。

优选的，上述阳离子型表面活性剂采用十六烷基三甲基溴化铵、氯化烷基吡啶、溴化烷基吡啶或双十二烷基二甲基溴化铵；所述非离子型表面活性剂采用辛基酚聚氧乙烯醚TX100、TX114、TX165中的至少一种。

优选的，上述pH值调节剂可以以固体形式使用，也可以以溶液形式使用；当以溶液的形式使用时，其浓度可以为质量比10%至饱和浓度；

其中，所述加重剂可以包括重晶石、石灰石中的至少一种。

优选的，本发明提到的强抑制强胶结井壁稳定剂，通过以下方法制备得到：

(1)将邻苯二酚单体()和乙醇加入反应容器，充分溶解，将激活剂与甲醇按质量1:0.8~2混合，加入反应容器，将邻苯二酚单体激活0.5-1h；

(2)将支化的聚乙烯亚胺()与甲醇混合，充分溶解后逐滴加入已激活的混合物中，其中支化的聚乙烯亚胺、已激活的混合物为反应单体混合物A，甲醇用量可完全溶解反应单体混合物A即可；所述的支化的聚乙烯亚胺：邻苯二酚单体的物质的量比为1：2；

(3)通氮10分钟并在搅拌条件下加入催化剂，反应的起始温度为60-100℃，反应时间为4-12h，然后将所得产物用乙醚提纯两次，置于去离子水中透析、冷冻干燥，得到中间产物；

(4)将步骤(3)中的中间产物溶解于缓冲溶液中，养护一段时间，使其充分交联；

(5)旋转蒸发去除步骤(4)悬浊液中的甲醇，然后置于透析袋中以去离子水透析，真空冷冻干燥，最终得到白色或淡紫色固体产物，产物中含有式()所示的结构单元。

优选的，在步骤(1)中，所述的激活剂可以为1-(3-二甲氨基丙基)-3-乙基碳二亚胺盐酸盐、N-羟基琥珀酰亚胺、2-(N-吗啉)乙磺酸一水合物中的一种或多种，激活剂与甲醇质量比为1：1，激活时间为0.5h；

在步骤(2)中，反应单体混合物A与甲醇的质量比可以为1:30-50；

在步骤(3)中，所述的催化剂可以为甲酸、冰醋酸、丙酸、盐酸、氯仿中的一种或多种，催化剂加量为7%，反应的起始温度可以为80-100℃，反应时间可以为5-10h；

在步骤(4)中，所述的缓冲溶液可以为硼酸盐缓冲溶液、柠檬酸盐缓冲溶液、磷酸盐缓冲溶液、三羟基氨基甲烷缓冲溶液中的一种，所述的缓冲溶液的pH值为6-8，养护时间为4-48h。

本发明的有益效果是：本发明提供的强固壁钻井液中的关键处理剂强抑制强胶结井壁稳定剂能够通过氢键合和螯合作用，快速牢固吸附在井壁岩石颗粒表面，在井壁表面形成具有较强内聚力和黏附性的“膜结构”以提高近井壁岩石自身的强度；其次该井壁稳定剂分子中含有阳离子化基团等强吸附基团，当强烈吸附在岩石和黏土颗粒表面后，能降低岩石和黏土颗粒的Zeta电位，减弱岩石和黏土颗粒的水化斥力，从而抑制其水化膨胀作用。此外，体系中的纳米封堵剂和铝基聚合物，能够有效封堵微纳米级别的裂隙，降低渗透率，阻止钻井液进一步侵入地层，阻隔裂缝尖端的水力劈尖作用，并改善泥饼质量；低活度处理剂能够在一定程度上降低体系水活度，提高膜效率；润湿反转剂能够增大钻井液在岩石表面的润湿角，从而减小钻井液对井壁岩石应力强度因子的影响。该强固壁钻井液能够在井下环境条件下高效随钻加固井壁岩石，大幅提高井壁岩石的力学稳定性，从而极大地避免因井壁失稳引起的缩径卡钻、井壁坍塌等复杂情况的发生，具有良好的应用前景。

具体实施方式

以下对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。

实施例1，本发明提到的强固壁钻井液体系及其制备方法，包括以下步骤：

取400mL自来水加入到搅拌杯中，依次加入质量百分比为4%钠膨润土和0.32g的碳酸钠（纯碱），搅拌20min后密闭静置24h得到钠膨润土基浆；向基浆中缓慢加入流型调节剂质量百分比为3%的低粘聚阴离子纤维素和0.1%聚丙烯酰胺，充分搅拌均匀；再依次加入质量百分比为2%强抑制强胶结井壁稳定剂、10%钻井液用铝基聚合物DLP-1、0.5%纳米二氧化硅，继续搅拌20min；待搅拌均匀充分溶解后加入质量百分比分别为2%氯化钠和3%氯化钾，再加入2%润湿反转剂十六烷基三甲基溴化铵，搅拌均匀待充分溶解，测定pH值，根据钻井液实际情况加入pH值调节剂将pH值调至8-9，继续搅拌30min，得到最终产品强固壁钻井液A1。

实施例2

该实施例用于说明本发明提供的强固壁钻井液的制备方法。

按照实施例1的方法制备强固壁钻井液，不同的是，加入适当量的加重剂重晶石粉将钻井液密度加重至1.5g/cm³，得到最终产品强固壁钻井液A2。

实施例3

该实施例用于说明本发明提供的强固壁钻井液的制备方法。

按照实施例1的方法制备强固壁钻井液，不同的是，加入适当量的加重剂重晶石粉将钻井液密度加重至1.8g/cm³，得到最终产品强固壁钻井液A3。

实施例4

该实施例用于说明本发明提供的强固壁钻井液的制备方法。

按照实施例1的方法制备强固壁钻井液，不同的是，加入适当量的加重剂重晶石粉将钻井液密度加重至2.0g/cm³，得到最终产品强固壁钻井液A4。

测试例1

钻井液流变滤失性能测试

按照钻井液性能测试标准对强固壁钻井液A1-A4老化前和150℃热滚16h后的表观黏度、塑性黏度、动切力、API滤失量、HTHP滤失量进行测定，实验结果如表1所示。

表1钻井液流变滤失性能测试结果

本发明强固壁钻井液体系具有低黏高切、滤失量小、抗温性能好的优点，在2.0g/cm³的高密度情况下仍然具有较好的流变性能，且抗温能力强，150℃高温热滚16h后其高温高压滤失量小于10mL。

测试例2

岩样单轴抗压强度测试

将人造砂岩岩样(气测渗透率100mD)置于不同样品中，转入老化罐后分别在室温、50℃、100℃、150℃浸泡4h后，小心取出后采用TAW-100型微机控制三轴力学试验仪(长春朝阳试验仪器有限公司)测试岩样的单轴抗压强度，实验结果如表2所示。

1号：清水浸泡岩样

2号：本发明强固壁钻井液A1浸泡岩样

表2岩样单轴抗压强度测试结果

随温度升高，人造砂岩承压能力降低明显，150℃清水浸泡后岩样的抗压强度仅为2.0MPa，较室温下的6.52MPa下降了近70%，说明岩样结构强度对温度较为敏感；本发明强固壁钻井液处理后，岩样的承压能力显著提高，150℃高温浸泡后的抗压强度仍能达到4.8MPa，为清水的2.4倍，表明本发明强固壁钻井液体系抗温能力强，高温150℃条件下仍能有效固结人造砂岩岩样，提高其承压能力，从而有利于井壁稳定。

测试例3

泥饼质量评价测试

分别测试4%的钠膨润土基浆和强固壁钻井液A1-A4老化前和150℃热滚16h后在动态失水仪中所形成泥饼的抗剪切强度和泥饼渗透率变化情况，其中使用的人造砂岩岩样气测渗透率为100mD。实验步骤如下：先向动态失水仪中倒入3%KCl溶液，在静态下进行过滤；之后将剩余的KCl溶液全部倒出，再分别倒入需测试的基浆和强固壁钻井液A1-A4，施加100psi的压力，按顺序分别做剪切速率为400s^-1、100 s^-1和400 s^-1三步试验，每步持续90min。测试结果如下表3所示。

泥饼的抗剪切强度s由公式（1）计算可得：（1），其中是产生单位体积滤液所需的时间与泥饼厚度成正比，由公式（2）得到：（2），其中q根据达西定律得到，且s是一个无量纲因子，0≤s≤1，s值越大，泥饼越能抗剪切，即泥饼质量越好。

泥饼渗透率K_c由公式（3）计算可得：，其中L_m为岩心长度，cm；K_m为污染后人造岩心水测渗透率，μm²；K_mc为带泥饼人造岩心水测渗透率，μm²。

实验号A：4%钠膨润土基浆。

表3泥饼质量评价测试结果

实验结果可知本发明强固壁钻井液形成的泥饼结构致密，泥饼抗剪强度显著提高，泥饼渗透率明显降低，表明该钻井液体系进入地层后能够迅速形成有效封堵层，阻隔钻井液滤液侵入地层，有利于井壁稳定。

测试例4

岩屑滚动分散测试

参照中国专利文件201610953281.1中的测试方法，检测胜利油田清水河组岩屑在本样品中的岩屑回收率，以百分数表示，热滚回收率越大，则钻井液的抑制性越强，反之抑制性越差。

表4 岩屑回收率测试结果

从测试结果中可以看出，岩屑在本发明强固壁钻井液A1中的滚动回收率为91.16%，较清水提高了近187%，较10%KCl溶液提高了近120%，表明本发明的强固壁钻井液体系具有能够有效抑制页岩水化分散性能。

以上所述，仅是本发明的部分较佳实施例，任何熟悉本领域的技术人员均可能利用上述阐述的技术方案加以修改或将其修改为等同的技术方案。因此，依据本发明的技术方案所进行的任何简单修改或等同置换，尽属于本发明要求保护的范围。

Claims (10)

1.一种强固壁钻井液体系，其特征是：包括以下组分制备而成，按重量份：

强抑制强胶结井壁稳定剂的含量为1-4份，纳米封堵剂的含量为0.5-1份，铝基聚合物的含量为5-10份，低活度处理剂的含量为0-5份，润湿反转剂的含量为0.2-1份，膨润土的含量为2-6份，所述pH值调节剂的含量为0.04-0.3份，所述流型调节剂的含量为0.1-6份，余量为水；

所述强抑制强胶结井壁稳定剂含有作为主链的支化的聚乙烯亚胺结构和接枝在主链上的邻苯二酚基团；

所述铝基聚合物为钻井液用铝基聚合物DLP-1；低活度处理剂采用NaCl和KCl的复合盐；润湿反转剂采用阳离子型表面活性剂及非离子型表面活性剂的一种；

所述膨润土优选为钠基膨润土，所述pH值调节剂采用碳酸钠，所述流型调节剂采用低粘聚阴离子纤维素和聚丙烯酰胺。

2.根据权利要求1所述的强固壁钻井液体系，其特征是：所述邻苯二酚基团通式如式(I)

式(I)

式(I)中，R为碳原子数为1~4的烷基。

3.根据权利要求1所述的强固壁钻井液体系，其特征是：所述支化的聚乙烯亚胺如式(II)所示

式(II)中，l、m、n可相同或不同，分别为1以上的整数。

4.根据权利要求1所述的强固壁钻井液体系，其特征是：所述纳米封堵剂采用纳米SiO2。

5.根据权利要求1所述的强固壁钻井液体系，其特征是：所述强抑制强胶结井壁稳定剂可以含有如式()所示的结构：

式()

式()中，R1可为氢、碳原子数为1-4的烷基、苯基、-NH2、，R2可为氢、-NH2、碳原子数为1-4的烷基、苯基、，并且R1和R2中至少有一者为，R3为碳原子数为1-4的烷基，l、m、n可相同或不同，分别为1以上的整数；

且所述的强抑制强胶结井壁稳定剂的重均分子量为45000-80000g/mol。

6.根据权利要求1所述的强固壁钻井液体系，其特征是：所述低活度处理剂采用质量百分比为2%的NaCl和3%的KCl配制的复合盐。

7.根据权利要求1所述的强固壁钻井液体系，其特征是：所述阳离子型表面活性剂采用十六烷基三甲基溴化铵、氯化烷基吡啶、溴化烷基吡啶或双十二烷基二甲基溴化铵；所述非离子型表面活性剂采用辛基酚聚氧乙烯醚TX100、TX114、TX165中的至少一种。

8.根据权利要求1所述的强固壁钻井液体系，其特征是：，所述pH值调节剂可以以固体形式使用，也可以以溶液形式使用；当以溶液的形式使用时，其浓度可以为质量比10%至饱和浓度；

其中，所述加重剂可以包括重晶石、石灰石中的至少一种。

9.根据权利要求1所述的强固壁钻井液体系，其特征是：所述强抑制强胶结井壁稳定剂通过以下方法制备得到：

(1)将邻苯二酚单体()和乙醇加入反应容器，充分溶解，将激活剂与甲醇按质量1:0.8~2混合，加入反应容器，将邻苯二酚单体激活0.5-1h；

(2)将支化的聚乙烯亚胺()与甲醇混合，充分溶解后逐滴加入已激活的混合物中，其中支化的聚乙烯亚胺、已激活的混合物为反应单体混合物A，甲醇用量可完全溶解反应单体混合物A即可；所述的支化的聚乙烯亚胺：邻苯二酚单体的物质的量比为1：2；

(3)通氮10分钟并在搅拌条件下加入催化剂，反应的起始温度为60-100℃，反应时间为4-12h，然后将所得产物用乙醚提纯两次，置于去离子水中透析、冷冻干燥，得到中间产物；

(4)将步骤(3)中的中间产物溶解于缓冲溶液中，养护一段时间，使其充分交联；

(5)旋转蒸发去除步骤(4)悬浊液中的甲醇，然后置于透析袋中以去离子水透析，真空冷冻干燥，最终得到白色或淡紫色固体产物，产物中含有式()所示的结构单元。

10.根据权利要求9所述的强固壁钻井液体系，其特征是：

在步骤(1)中，所述的激活剂可以为1-(3-二甲氨基丙基)-3-乙基碳二亚胺盐酸盐、N-羟基琥珀酰亚胺、2-(N-吗啉)乙磺酸一水合物中的一种或多种，激活剂与甲醇质量比为1：1，激活时间为0.5h；

在步骤(2)中，反应单体混合物A与甲醇的质量比可以为1:30-50；

在步骤(3)中，所述的催化剂可以为甲酸、冰醋酸、丙酸、盐酸、氯仿中的一种或多种，催化剂加量为7%，反应的起始温度可以为80-100℃，反应时间可以为5-10h；

在步骤(4)中，所述的缓冲溶液可以为硼酸盐缓冲溶液、柠檬酸盐缓冲溶液、磷酸盐缓冲溶液、三羟基氨基甲烷缓冲溶液中的一种，所述的缓冲溶液的pH值为6-8，养护时间为4-48h。