CN110954451A - 一种柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法 - Google Patents

一种柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法 Download PDF

Info

Publication number
CN110954451A
CN110954451A CN201911242457.2A CN201911242457A CN110954451A CN 110954451 A CN110954451 A CN 110954451A CN 201911242457 A CN201911242457 A CN 201911242457A CN 110954451 A CN110954451 A CN 110954451A
Authority
CN
China
Prior art keywords
flexible gel
gel particle
plugging
pressure
concentration
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
CN201911242457.2A
Other languages
English (en)
Other versions
CN110954451B (zh
Inventor
韩金良
辛江
陈刚
杨干
苗强
张治华
刘新伟
曹振义
史军
李天行
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Engineering Technology Research Institute Of Cnpc Coalbed Methane Co ltd
Petrochina Co Ltd
Original Assignee
Engineering Technology Research Institute Of Cnpc Coalbed Methane Co ltd
Petrochina Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Engineering Technology Research Institute Of Cnpc Coalbed Methane Co ltd, Petrochina Co Ltd filed Critical Engineering Technology Research Institute Of Cnpc Coalbed Methane Co ltd
Priority to CN201911242457.2A priority Critical patent/CN110954451B/zh
Publication of CN110954451A publication Critical patent/CN110954451A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN110954451B publication Critical patent/CN110954451B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
    • G01N15/02—Investigating particle size or size distribution
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/5083—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01L—MEASURING FORCE, STRESS, TORQUE, WORK, MECHANICAL POWER, MECHANICAL EFFICIENCY, OR FLUID PRESSURE
    • G01L11/00—Measuring steady or quasi-steady pressure of a fluid or a fluent solid material by means not provided for in group G01L7/00 or G01L9/00
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
    • G01N15/06—Investigating concentration of particle suspensions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)

Abstract

本发明提供一种柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法。本发明通过确定柔性凝胶颗粒堵漏剂应用浓度、应用粒径分别与最大承压封堵能力的定量关系，能够准确的建立柔性凝胶颗粒堵漏剂应用浓度和应用粒径与裂缝漏失地层的关系，从而对柔性凝胶颗粒堵漏剂应用于裂缝堵漏的浓度和粒径进行优化量化评估，为堵漏剂的充分利用以及堵漏效果的提高给予技术支持，并为复杂裂缝漏失地层堵漏时柔性凝胶颗粒浓度及粒径的选择提供理论支持。

Description

一种柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法
技术领域
本发明涉及一种柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法，属于钻井液堵漏技术领域。
背景技术
井漏是油气勘探开发过程中的井下常见问题之一，不同类型的地层都可能发生钻井液漏失，影响钻进的速度，造成严重经济损失。井漏问题按照漏失通道分为渗透性漏失、裂缝性漏失、溶洞性漏失和破裂性漏失四类。随着堵漏技术不断提高，堵漏材料的范围也越来越广。但是传统的堵漏材料在处理漏失问题时有其自身的缺点，如与地层的流体混合、在漏失通道中易被稀释冲走或漏失通道封堵后缺乏足够的抗压能力等。在钻井液漏失过程中，柔性凝胶颗粒堵漏剂由于在压差下具有可变形性，可以进入比其粒径小的裂缝中，在裂缝中颗粒之间相互挤压形成的充填堆积层更加致密，不易被冲散，封堵后承压能力更高。因此柔性凝胶颗粒堵漏剂具有更广阔的应用前景。
但目前在封堵裂缝性漏失时，柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度及应用粒径的选择存在盲目性，不能很好的与漏失通道匹配，不仅导致堵漏效果欠佳，还导致堵漏剂的大量浪费以及成本的大幅度提高。目前国内外针对堵漏剂的应用浓度、粒径优选评价研究较少，没有建立与裂缝漏失地层的关系，导致堵漏效果不佳以及堵漏剂的大量浪费。因此，对于裂缝性漏失，急需一种堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法，为堵漏剂的充分利用以及堵漏效果的提高给予指导作用，并为复杂裂缝漏失地层堵漏时柔性凝胶颗粒浓度及粒径的选择提供理论支持。
发明内容
针对现有技术存在的不足，本发明提供一种柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法。本发明通过确定柔性凝胶颗粒堵漏剂应用浓度、应用粒径分别与最大承压封堵能力的定量关系，从而对柔性凝胶颗粒堵漏剂应用于裂缝堵漏的浓度和粒径进行优化量化评估，为堵漏剂的充分利用以及堵漏效果的提高给予技术支持，并为复杂裂缝漏失地层堵漏时柔性凝胶颗粒浓度及粒径的选择提供理论支持。
本发明的技术方案如下：
一种柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法，包括步骤：
(1)确定模拟裂缝岩心模型；
(2)将相同粒径的柔性凝胶颗粒堵漏剂分散于水中分别配制不同浓度的柔性凝胶颗粒分散液；采用模拟裂缝堵漏试验分别测试所制备的柔性凝胶颗粒分散液的最大承压封堵压力；然后绘制柔性凝胶颗粒分散液浓度与所对应的最大承压封堵压力之间的关系曲线，拟合得到柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力之间的关系式；
(3)变化步骤(2)中柔性凝胶颗粒堵漏剂的粒径大小，重复步骤(2)，得到不同粒径下、柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力之间的关系式，最终确定柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力之间的总关系式，从而进行柔性凝胶颗粒堵漏剂应用浓度的优选；
(4)将不同粒径的柔性凝胶颗粒堵漏剂分别分散于水中配制相同浓度的柔性凝胶颗粒分散液；采用模拟裂缝堵漏试验分别测试所制备的柔性凝胶颗粒分散液的最大承压封堵压力；然后绘制柔性凝胶颗粒粒径与所对应的最大承压封堵压力之间的关系曲线，拟合得到柔性凝胶颗粒粒径与最大承压封堵压力之间的关系式；
(5)变化步骤(4)中柔性凝胶颗粒分散液的浓度，重复步骤(4)，得到不同柔性凝胶颗粒分散液的浓度下、柔性凝胶颗粒粒径与最大承压封堵压力之间的关系式，最终确定柔性凝胶颗粒粒径与最大承压封堵压力之间的总关系式，从而进行柔性凝胶颗粒堵漏剂应用粒径的优选。
根据本发明，步骤(1)中所述模拟裂缝岩心模型可市购获得或者按现有技术制备得到；根据地层的实际岩心，按现有技术计算得到天然裂缝的宽度，从而确定模拟裂缝岩心模型。
根据本发明，本发明所涉及的柔性凝胶颗粒堵漏剂是由聚合单体、交联剂、引发剂、增韧剂等为原料聚合形成的整体凝胶，然后经烘干、粉碎而成。柔性凝胶颗粒堵漏剂分散到水溶液中后可吸水，形成具有一定弹性和韧性的柔性颗粒，在压差作用下具有可变形性，可进入尺度较小的裂缝，在其中颗粒之间相互挤压堆积形成致密堆积层，从而有效封堵钻井液漏失通道。
根据本发明优选的，步骤(2)中，柔性凝胶颗粒堵漏剂的粒径选择范围为1/3至1个岩心裂缝宽度。根据“1/3”架桥理论，使用的柔性凝胶颗粒堵漏剂的粒径应介于1/3至1个岩心裂缝宽度，柔性凝胶颗粒堵漏剂的粒径在1/3至1个岩心裂缝宽度范围内均匀取值。
根据本发明优选的，步骤(2)中，柔性凝胶颗粒分散液的质量浓度选择范围为5-25％。柔性凝胶颗粒分散液的质量浓度在上述范围内均匀取值。
根据本发明优选的，步骤(2)中，柔性凝胶颗粒分散液的最大承压封堵压力的测试方法按现有技术即可。优选的，柔性凝胶颗粒分散液的最大承压封堵压力的测试方法包括步骤：利用高温高压动态堵漏评价装置，设置温度为70-90℃模拟地层温度，将柔性凝胶颗粒分散液注入模拟裂缝岩心模型中，注入完毕后，向模拟裂缝岩心模型中注入钻井液，测试钻井液漏失时所对应的最高压力即为柔性凝胶颗粒分散液的最大承压封堵压力；所述柔性凝胶颗粒分散液的注入体积采用以下公式i计算得到，以保证柔性凝胶颗粒完全充填满裂缝：
Figure BDA0002306647350000031
公式中，V注为柔性凝胶颗粒分散液的注入体积；V标准为模拟裂缝岩心模型的裂缝体积；C注入为柔性凝胶颗粒分散液的质量浓度。
根据本发明，步骤(2)中，所述拟合方法为最小二乘法。
根据本发明，步骤(3)中，柔性凝胶颗粒堵漏剂的粒径选择范围以及柔性凝胶颗粒分散液的浓度选择范围与步骤(2)相同。
根据本发明优选的，步骤(3)中，柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力之间的总关系式的确定方法如下：不同粒径下、柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力之间的关系式中，系数取平均值，常数项取平均值，即得柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力之间的总关系式。
根据本发明，步骤(3)中，根据柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力之间的总关系式，可以计算使用不同柔性凝胶颗粒分散液浓度时可以达到的最大封堵压力值，也可以计算达到不同承压能力值时所需要的柔性凝胶颗粒分散液浓度。在钻井液堵漏时，可以根据需要提高的漏层承压能力值优选柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度。
根据本发明，步骤(4)中，柔性凝胶颗粒堵漏剂的粒径选择范围以及柔性凝胶颗粒分散液的浓度选择范围与步骤(2)相同。
根据本发明，步骤(4)中，柔性凝胶颗粒分散液的最大承压封堵压力的测试方法与步骤(2)相同。
根据本发明，步骤(4)中，所述拟合方法为最小二乘法。
根据本发明，步骤(5)中，柔性凝胶颗粒堵漏剂的粒径选择范围以及柔性凝胶颗粒分散液的浓度选择范围与步骤(2)相同。
根据本发明优选的，步骤(5)中，柔性凝胶颗粒粒径与最大承压封堵压力之间的总关系式的确定方法如下：不同柔性凝胶颗粒分散液的浓度下、柔性凝胶颗粒粒径与最大承压封堵压力之间的关系式中，系数取平均值，常数项取平均值，即得柔性凝胶颗粒粒径与最大承压封堵压力之间的总关系式。
根据本发明，步骤(5)中，根据柔性凝胶颗粒粒径与最大承压封堵压力之间的总关系式，可以计算使用不同柔性凝胶颗粒粒径时可以达到的最大承压封堵压力值，也可以计算达到不同承压封堵压力值时所需要的柔性凝胶颗粒粒径。在钻井液堵漏时，可以根据需要提高的漏层承压能力值优选柔性凝胶颗粒应用粒径。
本发明的技术特点及有益效果：
(1)本发明提供一种柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法，通过测试不同应用浓度、不同应用粒径柔性凝胶颗粒堵漏剂的最大承压封堵压力，绘制柔性凝胶颗粒应用浓度与所对应的最大承压封堵压力之间的关系曲线以及柔性凝胶颗粒应用粒径与所对应的最大承压封堵压力之间的关系曲线，从而得到柔性凝胶颗粒应用浓度与最大承压封堵压力之间的关系式以及柔性凝胶颗粒应用粒径与最大承压封堵压力之间的关系式，最终确定柔性凝胶颗粒应用浓度与最大承压封堵压力之间的总关系式以及柔性凝胶颗粒应用粒径与最大承压封堵压力之间的总关系式，从而根据上述总关系式对柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径进行优选。
(2)本发明方法操作步骤简单，测试成本低；能够准确的建立柔性凝胶颗粒堵漏剂应用浓度和应用粒径与裂缝漏失地层的关系，可提高柔性凝胶颗粒堵漏剂在漏失通道中的匹配能力，克服应用浓度及应用粒径选择的盲目性，充分利用堵漏剂，提高堵漏效果，并节约成本。本发明可以快速准确地测试出柔性凝胶颗粒堵漏剂应用于封堵裂缝的最优浓度和粒径配比，为堵漏剂的充分利用以及堵漏效果的提高给予指导作用，为后续复杂裂缝漏失地层堵漏时柔性凝胶颗粒浓度及粒径的选择提供理论支持。
附图说明
图1是柔性凝胶颗粒粒径为0.7mm时的柔性凝胶颗粒分散液浓度与所对应的最大承压封堵压力之间的关系曲线图；
图2是柔性凝胶颗粒粒径为0.5mm时的柔性凝胶颗粒分散液浓度与所对应的最大承压封堵压力之间的关系曲线图；
图3是柔性凝胶颗粒粒径为0.3mm时的柔性凝胶颗粒分散液浓度与所对应的最大承压封堵压力之间的关系曲线图；
图4是柔性凝胶颗粒分散液浓度与所对应的最大承压封堵压力之间的总关系曲线图；
图5是柔性凝胶颗粒分散液浓度为70wt％时的柔性凝胶颗粒粒径与所对应的最大承压封堵压力之间的关系曲线图；
图6是柔性凝胶颗粒分散液浓度为50wt％时的柔性凝胶颗粒粒径与所对应的最大承压封堵压力之间的关系曲线图；
图7是柔性凝胶颗粒分散液浓度为30wt％时的柔性凝胶颗粒粒径与所对应的最大承压封堵压力之间的关系曲线图；
图8是柔性凝胶颗粒粒径与所对应的最大承压封堵压力之间的总关系曲线图。
具体实施方式
下面通过具体实施例对本发明做进一步说明，但不限于此。
实施例中所用原料均为常规原料，可市购获得；所述方法，如无特殊说明均为常规方法、现有技术。
实施例中所用柔性凝胶颗粒堵漏剂包括如下质量份数的原料制备得到：25份的单体、0.5份的交联剂，0.15份的引发剂，3份的增韧剂；其中单体为丙烯酰胺和2-丙烯酰氨基-2-甲基丙磺酸，两者的摩尔比为3:1；引发剂为过硫酸铵；交联剂为N，N-亚甲基双丙烯酰胺；增韧剂为丁苯橡胶(型号：SBR1502)；
柔性凝胶颗粒堵漏剂的制备方法如下：
将2-丙烯酰氨基-2-甲基丙磺酸溶于去离子水中(2-丙烯酰氨基-2-甲基丙磺酸的质量浓度为2％)，使用NaOH水溶液(质量浓度为15％)将pH调至中性，得到溶液A；将丙烯酰胺、N，N-亚甲基双丙烯酰胺、丁苯橡胶依次加入到上述溶液中，充分搅拌得到溶液B；向溶液B中缓慢加入过硫酸铵水溶液(质量浓度为0.05％)，得到溶液C；将溶液C于60℃水浴锅中，反应6h时间后取出，得到整体凝胶。将整体凝胶剪成小块，放入真空干燥箱中60℃下烘干，烘干后使用粉碎机粉碎，用筛网筛选出不同粒径(0.3、0.5、0.7、0.9、1mm)的柔性凝胶颗粒堵漏剂备用。
实施例
一种柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法，包括步骤：
(1)确定模拟裂缝岩心模型；
首先根据从地层中取的实际岩心，结合成像测井数据分析，按现有技术计算裂缝的裂缝宽度为0.5mm～1.5mm之间，取裂缝宽度为1mm，按现有技术制备得到平行裂缝宽度为1mm、裂缝长度为300mm、裂缝高度为25mm的钢柱裂缝岩心模型，裂缝体积约为7500mm3(7.5mL)。
(2)将粒径为0.7mm的柔性凝胶颗粒堵漏剂分散于水中分别配制质量浓度为5％、10％、15％、20％、25％的柔性凝胶颗粒分散液。
采用模拟裂缝堵漏试验分别测试所制备的柔性凝胶颗粒分散液的最大承压封堵压力：利用高温高压动态堵漏评价装置，打开高温高压动态堵漏评价装置的加热开关，在温控仪上设置温度到80℃，模拟地层温度条件；向装有钢柱裂缝岩心模型的岩心夹持器中分别注入上述柔性凝胶颗粒分散液，柔性凝胶颗粒分散液进入裂缝岩心模型，注入体积使用公式i计算(柔性凝胶颗粒分散液质量浓度为5％时注入体积为150mL，柔性凝胶颗粒分散液质量浓度为10％时注入体积为75mL，柔性凝胶颗粒分散液质量浓度为15％时注入体积为50mL，柔性凝胶颗粒分散液质量浓度为20％时注入体积为37.5mL，柔性凝胶颗粒分散液质量浓度为25％时注入体积为30mL)。注入完毕后，开启恒流泵，缓慢向岩心夹持器中注入钻井液，实时记录注入压力，直至钻井液从岩心夹持器出口端流出，表明裂缝中的柔性凝胶颗粒封堵层被突破，测得的最高压力值即为柔性凝胶颗粒分散液的最大承压封堵压力。粒径为0.7mm的柔性凝胶颗粒分散液浓度与所对应的最大承压封堵压力的数据如下表1所示：
表1 粒径为0.7mm的柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力的数据表
分散液质量浓度 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25
最大承压封堵压力，MPa 0.9 1.0 1.7 2.1 2.5
根据上述测试结果绘制柔性凝胶颗粒分散液浓度与所对应的最大承压封堵压力之间的关系曲线图见图1，通过最小二乘法拟合得到柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力之间的关系式：Y＝1.017ln(x)+3.714。
(3)变化柔性凝胶颗粒堵漏剂粒径大小，按步骤(2)的方法得到粒径为0.5mm的柔性凝胶颗粒分散液浓度与所对应的最大承压封堵压力的数据如下表2所示：
表2 粒径为0.5mm的柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力的数据表
分散液质量浓度 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25
最大承压封堵压力 0.4 0.6 0.9 1.3 1.7
根据上述测试结果绘制柔性凝胶颗粒分散液浓度与所对应的最大承压封堵压力之间的关系曲线图见图2，通过最小二乘法拟合得到柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力之间的关系式：Y＝0.774ln(x)+2.558。
变化柔性凝胶颗粒堵漏剂粒径大小，按步骤(2)的方法得到粒径为0.3mm的柔性凝胶颗粒分散液浓度与所对应的最大承压封堵压力的数据如下表3所示：
表3 粒径为0.3mm的柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力的数据表
分散液质量浓度 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25
最大承压封堵压力 0.07 0.17 0.3 0.5 1.0
根据上述测试结果绘制柔性凝胶颗粒分散液浓度与所对应的最大承压封堵压力之间的关系曲线图见图3，通过最小二乘法拟合得到柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力之间的关系式：Y＝0.493ln(x)+1.413。
将不同粒径下的3个关系式进行比较，每个关系式的系数、常数项求平均值，确定出柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力之间的总关系式：Y＝0.761ln(x)+2.562。上述总关系式对应的曲线图如图4所示。
根据柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力之间的总关系式，可以计算使用不同柔性凝胶颗粒分散液浓度时可以达到的最大封堵压力值，也可以计算达到不同承压能力值时所需要的柔性凝胶颗粒分散液浓度。在钻井液堵漏时，可以根据需要提高的漏层承压能力值优选柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度。
(4)将不同粒径(0.3、0.5、0.7、0.9、1mm)的柔性凝胶颗粒堵漏剂分别分散于水中配制质量浓度为70％的柔性凝胶颗粒分散液。
采用模拟裂缝堵漏试验分别测试所制备的柔性凝胶颗粒分散液的最大承压封堵压力，测试方法如步骤(2)。
质量浓度为70％的柔性凝胶颗粒分散液中柔性凝胶颗粒的粒径与所对应的最大承压封堵压力的数据如下表4所示：
表4 质量浓度为70％的柔性凝胶颗粒分散液中柔性凝胶颗粒的粒径与最大承压封堵压力的数据表
柔性凝胶颗粒的粒径 0.3mm 0.5mm 0.7mm 0.9mm 1mm
最大承压封堵压力 0.9 1.4 2.5 3.1 3.5
根据上述测试结果绘制柔性凝胶颗粒的粒径与最大承压封堵压力的关系曲线图见图5，通过最小二乘法拟合得到柔性凝胶颗粒粒径与最大承压封堵压力之间的关系式：
Y＝2.205ln(x)+3.320。
(5)变化柔性凝胶颗粒分散液的浓度，按步骤(4)的方法测得质量浓度为50％的柔性凝胶颗粒分散液中柔性凝胶颗粒的粒径与所对应的最大承压封堵压力的数据如下表5所示：
表5 质量浓度为50％的柔性凝胶颗粒分散液中柔性凝胶颗粒的粒径与最大承压封堵压力的数据表
柔性凝胶颗粒的粒径 0.3mm 0.5mm 0.7mm 0.9mm 1mm
最大承压封堵压力 0.4 0.7 1.2 1.9 2.5
根据上述测试结果绘制柔性凝胶颗粒的粒径与最大承压封堵压力的关系曲线图见图6，通过最小二乘法拟合得到柔性凝胶颗粒粒径与最大承压封堵压力之间的关系式：Y＝1.639ln(x)+2.113。
变化柔性凝胶颗粒分散液的浓度，按步骤(4)的方法测得质量浓度为30％的柔性凝胶颗粒分散液中柔性凝胶颗粒的粒径与所对应的最大承压封堵压力的数据如下表6所示：
表6 质量浓度为30％的柔性凝胶颗粒分散液中柔性凝胶颗粒的粒径与最大承压封堵压力的数据表
柔性凝胶颗粒的粒径 0.3mm 0.5mm 0.7mm 0.9mm 1mm
最大承压封堵压力 0.1 0.4 0.7 1.0 1.4
根据上述测试结果绘制柔性凝胶颗粒的粒径与最大承压封堵压力的关系曲线图见图7，通过最小二乘法拟合得到柔性凝胶颗粒粒径与最大承压封堵压力之间的关系式：Y＝0.990ln(x)+1.187。
将不同质量浓度下的3个关系式进行比较，每个关系式的系数、常数项求平均值，确定出柔性凝胶颗粒粒径与最大承压封堵压力之间的总关系式：Y＝1.611ln(x)+2.207。上述总关系式对应的曲线图如图8所示。
根据柔性凝胶颗粒粒径与最大承压封堵压力之间的总关系式，可以计算使用不同柔性凝胶颗粒粒径时可以达到的最大承压封堵压力值，也可以计算达到不同承压封堵压力值时所需要的柔性凝胶颗粒粒径。在钻井液堵漏时，可以根据需要提高的漏层承压能力值优选柔性凝胶颗粒应用粒径。

Claims (10)

1.一种柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法，包括步骤：
(1)确定模拟裂缝岩心模型；
(2)将相同粒径的柔性凝胶颗粒堵漏剂分散于水中分别配制不同浓度的柔性凝胶颗粒分散液；采用模拟裂缝堵漏试验分别测试所制备的柔性凝胶颗粒分散液的最大承压封堵压力；然后绘制柔性凝胶颗粒分散液浓度与所对应的最大承压封堵压力之间的关系曲线，拟合得到柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力之间的关系式；
(3)变化步骤(2)中柔性凝胶颗粒堵漏剂的粒径大小，重复步骤(2)，得到不同粒径下、柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力之间的关系式，最终确定柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力之间的总关系式，从而进行柔性凝胶颗粒堵漏剂应用浓度的优选；
(4)将不同粒径的柔性凝胶颗粒堵漏剂分别分散于水中配制相同浓度的柔性凝胶颗粒分散液；采用模拟裂缝堵漏试验分别测试所制备的柔性凝胶颗粒分散液的最大承压封堵压力；然后绘制柔性凝胶颗粒粒径与所对应的最大承压封堵压力之间的关系曲线，拟合得到柔性凝胶颗粒粒径与最大承压封堵压力之间的关系式；
(5)变化步骤(4)中柔性凝胶颗粒分散液的浓度，重复步骤(4)，得到不同柔性凝胶颗粒分散液的浓度下、柔性凝胶颗粒粒径与最大承压封堵压力之间的关系式，最终确定柔性凝胶颗粒粒径与最大承压封堵压力之间的总关系式，从而进行柔性凝胶颗粒堵漏剂应用粒径的优选。
2.根据权利要求1所述柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法，其特征在于，步骤(2)中，柔性凝胶颗粒堵漏剂的粒径选择范围为1/3至1个岩心裂缝宽度。
3.根据权利要求1所述柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法，其特征在于，步骤(2)中，柔性凝胶颗粒分散液的质量浓度选择范围为5-25％。
4.根据权利要求1所述柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法，其特征在于，步骤(2)中，柔性凝胶颗粒分散液的最大承压封堵压力的测试方法包括步骤：利用高温高压动态堵漏评价装置，设置温度为70-90℃模拟地层温度，将柔性凝胶颗粒分散液注入模拟裂缝岩心模型中，注入完毕后，向模拟裂缝岩心模型中注入钻井液，测试钻井液漏失时所对应的最高压力即为柔性凝胶颗粒分散液的最大承压封堵压力；所述柔性凝胶颗粒分散液的注入体积采用以下公式i计算得到，以保证柔性凝胶颗粒完全充填满裂缝：
Figure FDA0002306647340000011
公式中，V注为柔性凝胶颗粒分散液的注入体积；V标准为模拟裂缝岩心模型的裂缝体积；C注入为柔性凝胶颗粒分散液的质量浓度。
5.根据权利要求1所述柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法，其特征在于，步骤(3)中，柔性凝胶颗粒堵漏剂的粒径选择范围以及柔性凝胶颗粒分散液的浓度选择范围与步骤(2)相同。
6.根据权利要求1所述柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法，其特征在于，步骤(3)中，柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力之间的总关系式的确定方法如下：不同粒径下、柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力之间的关系式中，系数取平均值，常数项取平均值，即得柔性凝胶颗粒分散液浓度与最大承压封堵压力之间的总关系式。
7.根据权利要求1所述柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法，其特征在于，步骤(4)中，柔性凝胶颗粒堵漏剂的粒径选择范围以及柔性凝胶颗粒分散液的浓度选择范围与步骤(2)相同。
8.根据权利要求1所述柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法，其特征在于，步骤(4)中，柔性凝胶颗粒分散液的最大承压封堵压力的测试方法与步骤(2)相同。
9.根据权利要求1所述柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法，其特征在于，步骤(5)中，柔性凝胶颗粒堵漏剂的粒径选择范围以及柔性凝胶颗粒分散液的浓度选择范围与步骤(2)相同。
10.根据权利要求1所述柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法，其特征在于，步骤(5)中，柔性凝胶颗粒粒径与最大承压封堵压力之间的总关系式的确定方法如下：不同柔性凝胶颗粒分散液的浓度下、柔性凝胶颗粒粒径与最大承压封堵压力之间的关系式中，系数取平均值，常数项取平均值，即得柔性凝胶颗粒粒径与最大承压封堵压力之间的总关系式。
CN201911242457.2A 2019-12-06 2019-12-06 一种柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法 Active CN110954451B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201911242457.2A CN110954451B (zh) 2019-12-06 2019-12-06 一种柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201911242457.2A CN110954451B (zh) 2019-12-06 2019-12-06 一种柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN110954451A true CN110954451A (zh) 2020-04-03
CN110954451B CN110954451B (zh) 2023-02-03

Family

ID=69980133

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201911242457.2A Active CN110954451B (zh) 2019-12-06 2019-12-06 一种柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN110954451B (zh)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111485851A (zh) * 2020-04-17 2020-08-04 中国石油大学(华东) 一种油基钻井液用不同吸油倍率堵漏颗粒质量浓度级配的优选方法
CN111539101A (zh) * 2020-04-17 2020-08-14 中国石油大学(华东) 一种基于刚性颗粒堵漏剂粒径优选裂缝地层堵漏用刚性颗粒堵漏剂浓度的方法
CN114626279A (zh) * 2020-12-14 2022-06-14 中国石油化工股份有限公司 一种裂缝中刚性颗粒堵漏剂优选粒径级配的方法

Citations (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5383521A (en) * 1993-04-01 1995-01-24 Halliburton Company Fly ash cementing compositions and methods
US20040026127A1 (en) * 2002-02-12 2004-02-12 Japan Marine Science & Technology Center Method of coring crustal core sample, and antimicrobial polymeric gel and gel material used in the method
CN1731176A (zh) * 2005-08-08 2006-02-08 余维初 智能高温高压动态堵漏评价实验仪
CN101200513A (zh) * 2006-12-12 2008-06-18 中国石油天然气股份有限公司 一种柔性聚合物颗粒及其制备方法
CN101672172A (zh) * 2009-09-24 2010-03-17 西南石油大学 模拟裂缝堵漏试验装置及试验方法
JP2011247647A (ja) * 2010-05-24 2011-12-08 Tanizaki Teiji ２種類の形状・機能が異なるポリマーを用いた、試料の固定移送用台紙と試料包埋定着支持剤とその使用方法
CN102466677A (zh) * 2010-11-18 2012-05-23 常萍 一种测试树脂粒径对超强吸水树脂堵漏效果影响的方法
CN102504774A (zh) * 2011-10-08 2012-06-20 盘锦市庆联油田工程技术服务有限公司 柔性颗粒
CN103411750A (zh) * 2013-07-13 2013-11-27 西南石油大学 高温高压全直径岩心裂缝堵漏仪
CN203614094U (zh) * 2013-12-04 2014-05-28 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 高温高压堵漏试验仪
CN104232039A (zh) * 2014-09-22 2014-12-24 中国石油天然气股份有限公司 一种多元协同堵漏剂及其应用
CN104747187A (zh) * 2015-03-30 2015-07-01 中国石油大学(华东) 一种高温高压井壁强化钻井液模拟实验装置与方法
CN104893693A (zh) * 2015-06-11 2015-09-09 西南石油大学 一种钻井堵漏时提高地层承压能力的方法
CN104910882A (zh) * 2015-04-09 2015-09-16 中国石油天然气股份有限公司 一种柔性凝胶颗粒以及由其制成的柔性凝胶颗粒调堵剂
CN105199685A (zh) * 2015-09-23 2015-12-30 中国石油天然气股份有限公司 一种诱导性裂缝防漏堵漏的水基钻井液
US20160069153A1 (en) * 2013-05-30 2016-03-10 Southwest Petroleum University Gel, leaking stoppage method using the same and well kill leaking stoppage method using the same
CN106010485A (zh) * 2016-05-23 2016-10-12 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 一种自胶结堵漏剂及堵漏方法
CN106867485A (zh) * 2015-12-10 2017-06-20 中国石油天然气股份有限公司 一种抗高温堵漏剂、制备方法及其应用
CN107189772A (zh) * 2017-05-02 2017-09-22 中国地质大学（武汉） 一种可吸水膨胀堵漏剂
CN107476776A (zh) * 2017-07-21 2017-12-15 中国石油天然气股份有限公司 一种压裂用暂堵剂封堵性能实验方法
CN207161044U (zh) * 2017-07-21 2018-03-30 中国石油天然气股份有限公司 一种压裂用暂堵剂评价装置
CN109054785A (zh) * 2018-07-23 2018-12-21 西南石油大学 钻井用凝胶堵漏浆以及堵漏浆的制备方法和段塞堵漏方法
CN109943301A (zh) * 2019-03-28 2019-06-28 中国石油大学(华东) 树脂乳液堵漏剂组合物及其制备方法以及在裂缝地层中的应用
CN110105933A (zh) * 2019-05-15 2019-08-09 中国石油大学(华东) 凝胶颗粒堵漏剂及其制备方法和应用
CN110118073A (zh) * 2019-06-12 2019-08-13 西南石油大学 一种适用于裂缝性地层的多段塞分级堵漏方法
CN110359898A (zh) * 2018-03-13 2019-10-22 西南石油大学 一种裂缝性储层预撑裂缝堵漏材料选择方法
CN110487971A (zh) * 2019-09-05 2019-11-22 新疆格瑞迪斯石油技术股份有限公司 一种可视堵漏评价装置及其使用方法

Patent Citations (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5383521A (en) * 1993-04-01 1995-01-24 Halliburton Company Fly ash cementing compositions and methods
US20040026127A1 (en) * 2002-02-12 2004-02-12 Japan Marine Science & Technology Center Method of coring crustal core sample, and antimicrobial polymeric gel and gel material used in the method
CN1731176A (zh) * 2005-08-08 2006-02-08 余维初 智能高温高压动态堵漏评价实验仪
CN101200513A (zh) * 2006-12-12 2008-06-18 中国石油天然气股份有限公司 一种柔性聚合物颗粒及其制备方法
CN101672172A (zh) * 2009-09-24 2010-03-17 西南石油大学 模拟裂缝堵漏试验装置及试验方法
JP2011247647A (ja) * 2010-05-24 2011-12-08 Tanizaki Teiji ２種類の形状・機能が異なるポリマーを用いた、試料の固定移送用台紙と試料包埋定着支持剤とその使用方法
CN102466677A (zh) * 2010-11-18 2012-05-23 常萍 一种测试树脂粒径对超强吸水树脂堵漏效果影响的方法
CN102504774A (zh) * 2011-10-08 2012-06-20 盘锦市庆联油田工程技术服务有限公司 柔性颗粒
US20160069153A1 (en) * 2013-05-30 2016-03-10 Southwest Petroleum University Gel, leaking stoppage method using the same and well kill leaking stoppage method using the same
CN103411750A (zh) * 2013-07-13 2013-11-27 西南石油大学 高温高压全直径岩心裂缝堵漏仪
CN203614094U (zh) * 2013-12-04 2014-05-28 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 高温高压堵漏试验仪
CN104232039A (zh) * 2014-09-22 2014-12-24 中国石油天然气股份有限公司 一种多元协同堵漏剂及其应用
CN104747187A (zh) * 2015-03-30 2015-07-01 中国石油大学(华东) 一种高温高压井壁强化钻井液模拟实验装置与方法
CN104910882A (zh) * 2015-04-09 2015-09-16 中国石油天然气股份有限公司 一种柔性凝胶颗粒以及由其制成的柔性凝胶颗粒调堵剂
CN104893693A (zh) * 2015-06-11 2015-09-09 西南石油大学 一种钻井堵漏时提高地层承压能力的方法
CN105199685A (zh) * 2015-09-23 2015-12-30 中国石油天然气股份有限公司 一种诱导性裂缝防漏堵漏的水基钻井液
CN106867485A (zh) * 2015-12-10 2017-06-20 中国石油天然气股份有限公司 一种抗高温堵漏剂、制备方法及其应用
CN106010485A (zh) * 2016-05-23 2016-10-12 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 一种自胶结堵漏剂及堵漏方法
CN107189772A (zh) * 2017-05-02 2017-09-22 中国地质大学（武汉） 一种可吸水膨胀堵漏剂
CN107476776A (zh) * 2017-07-21 2017-12-15 中国石油天然气股份有限公司 一种压裂用暂堵剂封堵性能实验方法
CN207161044U (zh) * 2017-07-21 2018-03-30 中国石油天然气股份有限公司 一种压裂用暂堵剂评价装置
CN110359898A (zh) * 2018-03-13 2019-10-22 西南石油大学 一种裂缝性储层预撑裂缝堵漏材料选择方法
CN109054785A (zh) * 2018-07-23 2018-12-21 西南石油大学 钻井用凝胶堵漏浆以及堵漏浆的制备方法和段塞堵漏方法
CN109943301A (zh) * 2019-03-28 2019-06-28 中国石油大学(华东) 树脂乳液堵漏剂组合物及其制备方法以及在裂缝地层中的应用
CN110105933A (zh) * 2019-05-15 2019-08-09 中国石油大学(华东) 凝胶颗粒堵漏剂及其制备方法和应用
CN110118073A (zh) * 2019-06-12 2019-08-13 西南石油大学 一种适用于裂缝性地层的多段塞分级堵漏方法
CN110487971A (zh) * 2019-09-05 2019-11-22 新疆格瑞迪斯石油技术股份有限公司 一种可视堵漏评价装置及其使用方法

Non-Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
DON WHITFILL: "Lost circulation material selection,particle size distirbution and fracture modeling with fracture simulation software", 《IADC/SPE》 *
HAN JINLIANG: "Preliminary Study on Geological Hazard Chains", 《EARTH SCIENCE FRONTIERS》 *
MORTADHA ALSABAA: "Updated criterion to select particle size distribution of lost circulation materials for an effective fracture sealing", 《JOURNAL OF PETROLEUM SCIENCE AND ENGINEERING》 *
张振华等: "《低密度钻井流体技术·第一版》", 31 October 2004, 石油大学出版社 *
张路等: "塔河油田盐层承压堵漏技术应用", 《中外能源》 *
李家学等: "裂缝地层随钻刚性颗粒封堵机理与估算模型", 《石油学报》 *
李小瑞等: "预交联凝胶微球堵漏剂的性能评价", 《油田化学》 *
李玉红: "含裂缝低渗透油藏井网调整平面波及效率研究", 《科学技术与工程》 *

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111485851A (zh) * 2020-04-17 2020-08-04 中国石油大学(华东) 一种油基钻井液用不同吸油倍率堵漏颗粒质量浓度级配的优选方法
CN111539101A (zh) * 2020-04-17 2020-08-14 中国石油大学(华东) 一种基于刚性颗粒堵漏剂粒径优选裂缝地层堵漏用刚性颗粒堵漏剂浓度的方法
CN111485851B (zh) * 2020-04-17 2021-04-23 中国石油大学(华东) 一种油基钻井液用不同吸油倍率堵漏颗粒质量浓度级配的优选方法
CN114626279A (zh) * 2020-12-14 2022-06-14 中国石油化工股份有限公司 一种裂缝中刚性颗粒堵漏剂优选粒径级配的方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN110954451B (zh) 2023-02-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN110954451B (zh) 一种柔性凝胶颗粒堵漏剂的应用浓度和应用粒径的优选方法
CN111539101B (zh) 一种基于刚性颗粒堵漏剂粒径优选裂缝地层堵漏用刚性颗粒堵漏剂浓度的方法
CN106932313B (zh) 一种聚合物微球油藏适应性评价方法
CN110967287A (zh) 一种复合暂堵转向材料组合配比的优化实验方法
CN108727535A (zh) 一种延迟吸水膨胀堵漏剂及其制备方法
CN106703742A (zh) 油藏深部调驱用弹性微球的粒径与孔喉匹配方法
CN106467736A (zh) 一种用于页岩压裂的压裂液及其制备方法
CN111472736A (zh) 海上油田组合调驱优化设计方法及装置
Zhou et al. A new inorganic sealing material used for gas extraction borehole
CN106116317B (zh) 一种高塑性混凝土及控制其拌合性能的方法
CN106947449A (zh) 一种屏蔽暂堵剂及其制备方法、使用方法
CN114507515A (zh) 一种用于裂缝性地层的超分子凝胶堵漏剂及其制备方法与应用
CN114626279A (zh) 一种裂缝中刚性颗粒堵漏剂优选粒径级配的方法
CN109083630B (zh) 一种用于评价钻井液封堵性能的方法
CN106018176A (zh) 一种水基钻井液流变性的评价方法
CN111485851B (zh) 一种油基钻井液用不同吸油倍率堵漏颗粒质量浓度级配的优选方法
CN109666467A (zh) 可控延时膨胀堵漏剂及其制备方法
CN114397228B (zh) 一种评价驱油用聚合物在地层长期运移性能的方法
CN110864975B (zh) 一种自愈合凝胶堵漏材料的愈合堵漏性能评价方法
CN113790046B (zh) 非均相体系的评价方法、装置、电子设备及存储介质
CN105548466A (zh) 一种裂缝中铬离子损耗对冻胶封堵效果影响的评价方法
CN212207027U (zh) 一种实验模拟二氧化碳改造水热型地热储层的装置
CN106467733B (zh) 两性交联聚合物微球-疏水缔合聚合物调驱剂及其应用
CN113444505A (zh) 一种自适应堵漏隔离液体系及其制备方法
CN107605446B (zh) 一种用于启动高渗油藏中低渗层剩余油的体系配制方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant