CN111433432A - 在油气井的建井期间消除流体漏失的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及石油和天然气工业，并且更具体而言，涉及在钻探油气井期间消除漏失的技术。方法包括将封堵剂和驱替液依次泵入地层中。封堵剂由乳液‑悬浮液体系组成，该体系含有柴油或来自中央处理设备的经处理的油、乳化剂、二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液、干的无定形二氧化硅、钛铁矿或四氧化三锰的微粒、以及氯化钙或氯化钾的水溶液。驱替液由氯化钙或氯化钾的水溶液组成。

Description

在油气井的建井期间消除流体漏失的方法
本发明涉及油气生产工业，并且更具体而言，涉及在油气井的建井期间消除钻井液漏失(井漏控制)的方法。
在油气井的建井领域中最紧迫的问题之一是高度可渗透地层和地层压力异常低(ALFP)的地层对钻井泥浆的吸收。地下地层的这种地质和物理特征会造成作业程序的复杂化，直至建井工程的停工。
对于ALFP的地层的完井而言，常规钻井泥浆的井漏问题变得特别严重。在建井工程中最广泛使用的不同密度的盐溶液被理解为常规钻井泥浆。使用常规水基钻井泥浆不能消除ALFP的地层中的钻井液漏失，这是由于常规水基钻井泥浆的粘度低、粘附性差、缺乏封堵能力和在渗入生产地层期间对岩石表面的亲水化。
为了防止这种问题，必须使用具有相对较低密度、增加的粘度和粘附性能的特殊工艺流体。
所有常规水基钻井泥浆的主要缺点是对岩石表面的亲水化、粘度低、粘附性差和缺乏封堵能力，这会导致钻井泥浆在漏失期间不可控制地渗入钻井地层中。
在这一点上，当钻入具有异常情况的地层时，使用常规钻井泥浆是低效的。在建井工程中，当在具有异常情况的层段中钻井时，必须应用特殊的工艺流体即封堵组合物(封堵剂)。封堵组合物的物理和化学性质显著不同于常规钻井泥浆的物理和化学性质。
使建井工程复杂化的因素的显现程度取决于矿床的地质条件和地层的地质物理参数。
复杂化因素会最频繁地显现在以下情况下：
-当钻井的地层区域的地层压力低于静水压力时(在这些情况下，会发生不可控制的大量井漏，这会导致岩石表面的亲水化、延长建井周期、额外的成本和钻井工程的停工)；
-当钻井的地层区域的地层压力相对于静水压力增大时(采用重水基钻井泥浆不能确保地层-井系统中的压力稳定，并且在过平衡期间发生岩石表面的亲水化)。
为了提高油气井的建井工程的效率，并解决在具有异常情况的地层中钻井期间消除复杂性的任务，必须应用具有特殊流变学、表面活性和堵漏性质的工艺流体。
本领域已知这样一种用于防止和控制井中的井漏的方法(USSR发明人证书No.1714081，IPC E21B 33/13、E21B 33/138，公开日期1992年2月23日)，该方法包括依次注入多价金属盐和聚合物堵漏材料的水溶液，以及随后使该水溶液驱替至井漏地层中。该方法的缺点是必须用多价金属盐的水溶液使吸收层段饱和，以诱发水溶液和之后立即泵入的聚合物材料(例如脲树脂混合物)之间的后续反应。在井漏情况下，由于盐的水溶液的粘度低，因而盐的水溶液将被吸收层段完全吸收并渗入地层中。在这些情况下，之后立即泵入的粘度高于盐的水溶液的粘度的聚合物材料将不会与盐的水溶液混合，因而相应地，混合物将不会获得产生封堵屏蔽层所需的流变学性质。
在钻井和井运行的过程中消除流体漏失的方法是本领域中已知的(USSR发明人证书No.1810490，IPC E21B 33/138，公开日期1993年4月23日)，其包括依次注入柴油和炼油厂碱渣废料、隔离液或冲洗液以及氯化钙或氯化镁的水溶液，随后用水或冲洗液将其驱替。使用水或冲洗泥浆溶液作为隔离液或驱替液。根据漏失水平，改变注入批次的体积。该方法的缺点包括不能调节主要封堵剂，即柴油和炼油厂碱渣废料的流变学参数，以及组合物中不存在固体颗粒。在这一点上，该方法对于高度可渗透地层层段中的井漏控制将是低效的。
本领域已知这样一种用于隔离井中的井漏区域的方法，该方法旨在提高封堵井漏区域的效率(专利RU 2139410，IPC E21B 33/138，公开日期1999年10月10日)。该方法包括注入封堵组合物和驱替液，在混合和沿井眼移动的过程中，可同时注入至少两种组合物以形成非牛顿高粘性分散体系。该方法的缺点包括缺乏调节依次注入的两种组合物的流变学参数的可能性，以及不可能在组合物沿着采油管柱移动期间控制和调节混合组合物的过程。
在多孔压裂储层中采油的方法是本领域中已知的(专利RU 2465446，IPC E21B43/22、E21B 43/32，公开日期2012年10月27日)，该方法降低了井产物含水量，并且该方法可特别用于消除建井和修井工程中的流体漏失。该方法的缺点包括多组分形式和在现场条件下制备封堵组合物的复杂性，以及在含油气地层的初次钻进期间过滤通道的不可逆堵塞。
为了解决油气井建井领域中的上述问题，本发明提供了一种消除高度可渗透地层或ALFP的地层中的钻井液漏失的方法，该方法基于将呈乳液-悬浮液体系形式的封堵剂注入地层中，并用氯化钙或氯化钾的水溶液驱替封堵剂。
本发明的实质在于该方法包括以下连续步骤：将封堵剂和驱替液注入地层中；其中使用乳液-悬浮液体系作为封堵剂，该乳液-悬浮液体系包含柴油或来自处理设备的经处理的油、乳化剂、二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液、干的无定形二氧化硅、钛铁矿或四氧化三锰的微粒、氯化钙或氯化钾的水溶液；以及使用氯化钙或氯化钾的水溶液作为驱替液。此外，为了在漏失强度至多20m3/h(部分漏失)的地层中消除钻井液漏失，所述漏失强度包括20m3/h，可以使用乳液-悬浮液体系作为封堵剂，该体系包含：15重量％至30重量％的柴油或来自处理设备的经处理的油、2重量％至3重量％的乳化剂、0.5重量％至1重量％的粒度为5nm至100nm的二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液、1重量％至3重量％的粒度为5nm至500nm的干的无定形二氧化硅(92％至99％)、5重量％至10重量％的粒度为0.2μm至5μm的钛铁矿或四氧化三锰微粒、以及作为余量的氯化钙或氯化钾的水溶液。为了在漏失强度大于20m3/h(无返流或灾难性井漏)的地层中消除钻井液漏失，可以使用乳液-悬浮液体系作为封堵剂，该体系包含：5重量％至15重量％的柴油或来自处理设备的经处理的油、2重量％至3重量％的乳化剂、0.5重量％至1重量％的粒度为5nm至100nm的二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液、3重量％至5重量％的粒度为5nm至500nm的干的无定形二氧化硅(92％至99％)、5重量％至10重量％的粒度为0.2μm至5μm的钛铁矿或四氧化三锰微粒、以及作为余量的氯化钙或氯化钾的水溶液。作为二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液，可使用包含下列物质的组合物：31重量％至32.5重量％的二氧化硅、67重量％至69重量％的丙二醇单甲醚、作为余量的水；或30重量％至31重量％的二氧化硅、67重量％至69重量％的异丙醇、以及作为余量的甲醇；或29重量％至31重量％的二氧化硅、作为余量的乙二醇。作为乳化剂，可使用包含下列物质的组合物：40重量％至42重量％的高级不饱和脂肪酸(亚油酸、油酸、亚麻酸)和树脂酸的醚、0.7重量％至1重量％的氧化胺、0.5重量％至1重量％的高分子有机热稳定剂、作为余量的柴油(夏用或冬用)。
封堵剂在井漏地层中的径向布置(其形成该方法的基础)确保了封堵屏蔽层的形成，由于一组高粘附性和流变学性质，该封堵屏蔽层能够承受高压力差(至多300个大气压)而不发生地层流体侵入和井漏。
当乳液-悬浮液体系(ESS)在多孔介质中移动时，ESS的有效粘度取决于ESS的体积含水量和ESS在多孔介质中的渗透速率，当体积含水量变高且渗透速率变低时，有效粘度增大。这产生了以下事实，当ESS在多孔介质中移动时，会发生粘度性质、渗透至地层中的速率和方向的自调节。ESS的这些流变学性质使得能够形成主要封堵最具渗透性的地层层段的径向屏蔽层。
当与水相互作用时ESS的粘度增大以及当与烃相互作用时ESS的分离确保了封堵剂作用的选择性，并能够防止在初始钻进期间生产地层的不可逆堵塞。ESS疏水行为和表面活性确保了生产地层中主要亲水岩石的相对渗透性的变化。
本发明的技术效果在于，提高了在高度可渗透地层或具有ALFP的地层中的井漏控制措施的技术效率；简化了在现场条件下的封堵组合物的制备；在地表条件下和在钻柱中移动期间调节组合物的流变学参数的可能性。
通过以下图解材料对本发明进行说明。
图1为示出用于制备和注入工艺流体的设备和装置的表。
图2为示出乳液-悬浮液体系的密度测量结果的表(水组分的密度为1,280kg/m3)。
图3为示出乳液-悬浮液体系的聚集稳定性的测量结果的表(水组分的密度为1,280kg/m3)。
图4为示出乳液-悬浮液体系的运动粘度的测量结果的表(水组分的密度为1,280kg/m3)。
井上准备工作
在建井工程中出现井漏的最初迹象时，必须采取以下措施：
-估计在不同模式的钻井泵流量下的井注入率(应当记录数据的最大值)；
-在静水位降低的情况下，有必要估计井中的钻井液的减少速率和稳定水平，并且有必要确定在以不同模式钻井期间和在静态条件下的吸收强度；
-根据通过监测注入率(或吸收强度)获得的实际数据，来决定封堵剂的组成。
可根据具体层段的吸收强度或容纳量来确定封堵剂的体积，并且封堵剂的体积在5m3/米渗透厚度(m3/m)至25m3/m的范围内，但不少于足以覆盖吸收层段的体积的150％。
吸收层段容纳量(K，m3/h·Mpa)可根据下式估算：
Figure BDA0002523834020000051
其中：
I为在一定泵流量下的吸收强度，m3/h；
TVD为井的真实垂直深度，m；
ECD为当量循环密度，kg/m3；
S为溶液比重，kg/m3。
封堵剂的制备
在混合设备中进行封堵剂(BA)的制备：混合单元“MP”(具有叶片式搅拌器和外部离心泵的储罐)。制备乳液体系所需的装置示于图1中。
为了在吸收强度至多20m3/h(部分漏失)的地层中消除钻井液漏失，其中吸收强度包括20m3/h，用于制备封堵剂的储罐装有15重量％至30重量％的柴油或来自处理设备的经处理的油。然后，启动离心泵以进行循环，并打开叶片式搅拌器。然后，将2重量％至3重量％的乳化剂、0.5重量％至1重量％的二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液、1重量％至3重量％的粒度为5nm至500nm干的无定形二氧化硅(92％至99％)、5重量％至10重量％的粒度为0.2μm至5μm的钛铁矿或四氧化三锰微粒、以及作为余量的氯化钙或氯化钾的水溶液依次分散在柴油中。
为了在吸收强度大于20m3/h(无返流或灾难性井漏)的地层中消除钻井液漏失，用于制备封堵剂的储罐装有5重量％至15重量％的柴油或来自处理设备的经处理的油。然后，启动离心泵以进行循环，并打开叶片式搅拌器。然后，将2重量％至3重量％的乳化剂、0.5重量％至1重量％的二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液、3重量％至5重量％的粒度为5nm至500nm的干的无定形二氧化硅(92％至99％)、5重量％至10重量％的粒度为0.2μm至5μm的钛铁矿或四氧化三锰微粒、以及作为余量的氯化钙或氯化钾的水溶液依次分散在柴油中。
不考虑地层吸收强度(大于20m3/h或小于20m3/h)，作为二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液，可使用包含下列物质的组合物：
-在67重量％至69重量％的丙二醇单甲醚中的31重量％至32.5重量％的二氧化硅、余量的水；或
-在67重量％至69重量％的异丙醇和余量的甲醇中的30重量％至31重量％的二氧化硅；或
-在余量的乙二醇中的29重量％至31重量％的二氧化硅。
作为乳化剂，可使用包含下列物质的组合物：40重量％至42重量％的高级不饱和脂肪酸(亚油酸、油酸、亚麻酸)和树脂酸的醚、0.7重量％至1重量％的氧化胺、0.5重量％至1重量％的高分子有机热稳定剂、作为余量的柴油(夏用或冬用)。
使用真空软管通过喷射器或通过MP储罐的开口顶部将这些组分引入烃基料中。
工艺储罐应配备有叶片搅拌器，以提供试剂在整个容积内的连续且均匀的分布。为了确保实现和维持体系性质的稳定性，推荐使用可逆叶片式搅拌器。
制备物的质量和体系的稳定性质取决于混合对于储罐的整个容积的覆盖率、储罐的清洁度、引入组分的速度和分散时间。推荐使用具有“斜”角的储罐(接近圆柱体的形状)。
ESS制备物的质量控制
通过测试ESS沉降稳定性来进行控制。若将ESS在室温保持2小时后，水相或烃相的分离体积不超过ESS总体积的3％，则认为该测试是阳性的。
在井上进行作业的装置和专用设备的列表
具体设备的数量和类型列于图1中。计算是在MP中制备系统的条件下进行的。该装置和具体设备的列表是基本列表，并且可包括附加项目，这取决于作业条件和混合设备的位置。可使用钻井泵将封堵剂注入井中。
实施该方法的过程
流程图：
1.将输送管线转移至MP。
2.将封堵剂以5m3/m至25m3/m的体积注入井中，但至少等于足以覆盖吸收层段的体积的150％。
3.用体积足以使封堵剂离开钻柱的氯化钙或氯化钾的水溶液驱替封堵剂。
4.将井底组件(BHA)提升至安置封堵剂的层段之上50米。
5.关闭防爆器。
6.用体积等于至少150％的封堵剂体积的氯化钙或氯化钾水溶液进行驱替。驱替在低流速下进行，周期性地停止单元并监测井中的压力变化：
-在停止单元后，一经记录压力损失，应当继续进行对注入体积的封堵剂的驱替；
-若在以低流速驱替全部体积的封堵剂的过程中，没有记录压力增加或压力增加不显著，则需要重复上述注入和驱替封堵剂的操作；
-若井中的压力稳定，则必须打开防爆器并以低流速恢复循环；
-若循环是完全的，则必须将冲洗流体的流速缓慢地提高至操作值；
-若溶液输出是部分的或不存在，则需要重复封堵剂的注入和驱替。
7.将装置降至井底，以除去残余的封堵剂。
8.继续钻井。
可以根据地层的井漏或注入强度和钻进吸收层段的容纳量来计算注入井中的封堵剂和驱替液的具体体积。
工艺流体注入速率
在安置封堵剂的步骤中，应以防止由油气的出现所致的降低工艺流体密度的速率以及防止流体完全漏失的单元中的压力连续注入工艺流体。
工艺流体的注入速率由地层压力的值确定：
-在高气油比和异常高的地层压力的情况下，注入速率应当为最大值，超过地层的生产能力；
-在异常低的地层压力的情况下，为了最大程度地减少生产地层上负担并减少由地层吸收的注入流体的体积，必须保持最小注入速率(5L/s至10L/s)。
工艺流体的所需密度的计算
在应当由工艺流体柱产生超过当前地层压力安全系数的压力的条件下，可在计算的基础上确定工艺流体的所需密度。
制备所需体积的具有一定密度的水溶液所需的干的氯化钾或氯化钙的量可根据下式进行计算：
Figure BDA0002523834020000081
其中：
Mr为试剂，即干的氯化钾或氯化钙的量，kg；
Yr为试剂比重，g/cm3；
Yfg为工艺流体的比重，g/cm3；
Yw为用于制备工艺流体的工艺水的比重，g/cm3；
Vr为所需的盐水溶液的体积，m3。
在完全驱替工艺流体的情况下，可根据下式计算所需密度：
Figure BDA0002523834020000091
其中：
ρ为工艺流体的计算密度，kg/m3；
Pf为地层压力，MPa；
SF为工艺流体比重的安全系数，如由工业安全领域的联邦标准和规程“油气工业安全规程”所确定，该规程于2013年3月12日由监督局的法令No.101所批准；
H为从井口至地层顶部的垂直距离，m。
在钻进具有不同地层压力的若干地层并且这些地层之间的距离大于50m的井的情况下，使用从井口到具有较高地层压力的地层的顶部的H值。
ESS物理性质的实验室研究
制备具有不同体积含量的组分的封堵剂样品以研究ESS的物理性质。
作为实验的结果，确定了体系的以下参数：
-密度；
-聚集稳定性；
-热稳定性；
-运动粘度。
为了评价所制备的ESS样品的质量，在开始实验前将ESS样品在室温下保持至少2小时。
测量ESS密度
用于消除钻井液漏失的乳液-悬浮液体系(水组分密度为1,280kg/m3)的密度测量结果(比重计法)示于图2中。
测定ESS聚合稳定性
聚集稳定性是体系保持内部相分散度的能力。
根据电压值的电稳定性测量指数进行评价，电压值对应于封装在装置的测量池的电极之间的ESS的破坏时刻。实验中使用FANN仪器。
在水组分密度为1,280kg/m3时测定ESS聚集稳定性的结果示于图3中。
测定ESS热稳定性
通过将样品置于有刻度的、密封的量筒中，在烘箱中以80℃的设定温度模式保持24小时，从而测量ESS的热稳定性。若在烘箱控制6小时后有不超过ESS总体积的3体积％的水相或烃相发生分离，则认为测试结果为阳性(即样品是稳定的)。在热稳定性实验的结果中，确定了所有样品均保持稳定24小时。
测定ESS运动粘度
水性组分密度为1,280kg/m3的ESS的运动粘度测量结果(mm2/s)示于图4中。在VPZh-2粘度计上进行测定，粘度计常数为0.09764，温度为23℃(温度测量误差为±0.1℃)。在实验之前，将ESS在机械搅拌器中以1600rpm的设定速率搅拌20分钟。
对ESS物理性质的这组基础实验室研究的结果证实了所开发组合物的高技术性能。最重要的参数为体系的高的热稳定性和聚集稳定性，以及通过改变体系的水相体积含量来调节ESS粘度的可能性。
下面描述实施该方法的实例。
实施例1
实施该方法以用于消除具有异常低的地层压力和38m3/h的吸收强度的地层中的钻井液漏失。在一个循环中就消除了流体漏失。
在井上进行准备工作：根据批准的方案安排装置以进行注入；在装置上进行管道连接，并且以超过预期操作压力1.5倍的压力测试注入管线；采取所有安全措施。
准备工作一经完成，即开始注入封堵剂的过程操作。
在第一步骤中，将封堵剂注入地层井底区域(BHZ)中，封堵剂具有以下组成：7重量％的柴油、2重量％的乳化剂(该乳化剂包含：41重量％的高级不饱和脂肪酸(亚麻酸)和树脂酸的醚、0.8重量％的氧化胺、0.5重量％的高分子有机热稳定剂、作为余量的柴油(冬用))、0.7重量％的二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液(该胶体溶液包含：30重量％的二氧化硅、作为余量的乙二醇)、4.5重量％的粒度为5nm至500nm的干的无定形二氧化硅纳米颗粒、8重量％的粒度为0.2μm至5μm的四氧化三锰微粒、作为余量的密度为1,050kg/m3的氯化钾的水溶液；体积为25m3/m。在第二步骤中，用密度为1,020kg/m3且体积为3m3/m的氯化钾的水溶液驱替封堵剂和固定剂。
实施例2
实施该方法以用于消除具有异常低的地层压力和18m3/h的吸收强度的地层中的钻井液漏失。在一个循环中就消除了流体漏失。
在本实施例和以下实施例中，根据实施例1中所述的步骤进行准备工作。
在第一步骤中，将封堵剂注入BHZ中，封堵剂具有以下组成：23重量％的柴油、2.5重量％的乳化剂(该乳化剂包含：42重量％的高级不饱和脂肪酸(亚麻酸)和树脂酸的醚、0.9重量％的氧化胺、0.8重量％的高分子有机热稳定剂、作为余量的柴油(冬用))、0.9重量％的二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液(该胶体溶液包含：30重量％的二氧化硅、69重量％的丙二醇单甲醚、作为余量的水)、2重量％的粒度为5nm至500nm的干的无定形二氧化硅纳米颗粒、7重量％的粒度为0.2μm至5μm的钛铁矿微粒、作为余量的密度为1,035kg/m3的氯化钙的水溶液；体积为6m3/m。在第二步骤中，用密度为1,025kg/m3且体积为3m3/m的氯化钙的水溶液驱替封堵剂。
实施例3
实施该方法以用于消除具有异常低的地层压力和16m3/h的吸收强度的地层中的钻井液漏失。在一个循环中就消除了流体漏失。
在第一步骤中，将封堵剂注入BHZ中，封堵剂具有以下组成：30重量％的柴油、3重量％乳化剂(该乳化剂包含：42重量％的高级不饱和脂肪酸(亚麻酸)和树脂酸的醚、0.9重量％的氧化胺、0.8重量％的高分子有机热稳定剂、作为余量的柴油(冬用))、0.5重量％的二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液(该胶体溶液包含：32.5重量％的二氧化硅、67重量％的丙二醇单甲醚、作为余量的水)、1重量％的粒度为5nm至500nm的干的无定形二氧化硅纳米颗粒、5重量％的粒度为0.2μm至5μm的钛铁矿微粒、作为余量的密度为1,035kg/m3的氯化钙的水溶液，体积为5m3/m。在第二步骤中，用密度为1,020kg/m3且体积为2m3/m的氯化钙的水溶液驱替封堵剂。
实施例4
实施该方法以用于消除具有异常低的地层压力和42m3/h的吸收强度的地层中的钻井液漏失。在一个循环中就消除了流体漏失。
在第一步骤中，将封堵剂注入BHZ中，封堵剂具有以下组成：5重量％的柴油、2重量％的乳化剂(该乳化剂包含：42重量％的高级不饱和脂肪酸(亚麻酸)和树脂酸的醚、1重量％的氧化胺、1重量％的高分子有机热稳定剂、作为余量的柴油(夏用))、1重量％的二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液(该胶体溶液包含：31重量％的二氧化硅、68重量％的异丙醇、作为余量的甲醇)、5重量％的粒度为5nm至500nm的干的无定形二氧化硅纳米颗粒、10重量％的粒度为0.2μm至5μm的钛铁矿微粒，作为余量的密度为1,095kg/m3的氯化钙的水溶液，体积为25m3/m。在第二步骤中，用密度为1,080kg/m3且体积为3m3/m的氯化钾的水溶液驱替封堵剂。
实施例5
实施该方法以用于消除具有异常低的地层压力和27m3/h的吸收强度的地层中的钻井液漏失。在一个循环中就消除了流体漏失。
在第一步骤中，将封堵剂注入BHZ中，封堵剂具有以下组成：10重量％的柴油、3重量％的乳化剂(该乳化剂包含：42重量％的高级不饱和脂肪酸(油酸)和树脂酸的醚、0.7重量％的氧化胺、0.5重量％的高分子有机热稳定剂、作为余量的柴油(夏用)、1重量％的二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液(该胶体溶液包含：30.5重量％的二氧化硅、69重量％异丙醇、作为余量的甲醇)、4重量％的粒度为5nm至500nm的干的无定形二氧化硅纳米颗粒、8重量％的粒度为0.2μm至5μm的四氧化三锰微粒、作为余量的密度为1,040kg/m3的氯化钙的水溶液，体积为20m3/m。在第二步骤中，用密度为1,015kg/m3且体积为6m3/m的氯化钙的水溶液驱替封堵剂。
实施例6
实施该方法以用于消除具有异常低的地层压力和19.5m3/h的吸收强度的地层中的钻井液漏失。在一个循环中就消除了流体漏失。
在第一步骤中，将封堵剂注入BHZ中，封堵剂具有以下组成：27.5重量％的柴油、3重量％的乳化剂(该乳化剂包含：42重量％的高级不饱和脂肪酸(亚麻酸)和树脂酸的醚、0.9重量％的氧化胺、0.8重量％的高分子有机热稳定剂、作为余量的柴油(冬用))、0.5重量％的二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液(该胶体溶液包含：32.5重量％的二氧化硅、67重量％的丙二醇单甲醚、作为余量的水)、1重量％的粒度为5nm至500nm的干的无定形二氧化硅纳米颗粒、5重量％的粒度为0.2μm至5μm的四氧化三锰微粒、作为余量的密度为1,040kg/m3的氯化钙的水溶液，体积为6.5m3/m。在第二步骤中，用密度为1,030kg/m3且体积为2m3/m的氯化钙的水溶液驱替封堵剂。
实施例7
实施该方法以用于消除具有异常低的地层压力和25.5m3/h的吸收强度的地层中的钻井液漏失。在一个循环中就消除了流体漏失。在第一步骤中，将封堵剂注入BHZ中，封堵剂具有以下组成：10重量％的柴油、2.5重量％的乳化剂(该乳化剂包含：42重量％的高级不饱和脂肪酸(油酸)和树脂酸的醚、0.7重量％的氧化胺、0.5重量％的高分子有机热稳定剂、作为余量的柴油(夏用))、1重量％的二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液(该胶体溶液包含：30.5重量％的二氧化硅、69重量％的异丙醇、作为余量的甲醇)、4重量％的粒度为5nm至500nm的干的无定形二氧化硅纳米颗粒、9重量％的粒度为0.2μm至5μm的钛铁矿微粒，作为余量的密度为1,040kg/m3的氯化钙的水溶液，体积为17m3/m。在第二步骤中，用密度为1,015kg/m3且体积为4.5m3/m的氯化钙的水溶液驱替封堵剂。
因此，本发明可以确保提高旨在消除高度可渗透地层或具有ALFP的地层中的钻井液漏失的措施的技术效率，简化了在现场条件下的封堵剂组合物的制备，提供了在地表条件下和在钻柱中移动期间调节组合物的流变学参数的可能性。

Claims (7)

1.一种在油气井的建井期间消除钻井液漏失的方法，该方法包括将封堵剂和驱替液依次泵入地层中，其中使用乳液-悬浮液体系作为所述封堵剂，并且所述乳液-悬浮液体系包含柴油或来自中央处理设备的经处理的油、乳化剂、二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液、干的无定形二氧化硅、钛铁矿或四氧化三锰的微粒、氯化钙或氯化钾的水溶液；以及使用氯化钙或氯化钾的水溶液作为所述驱替液。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，为了在吸收强度至多20m3/h的地层中消除钻井液漏失，所述吸收强度包括20m3/h，使用乳液-悬浮液体系作为所述封堵剂，所述体系包含：
-15重量％至30重量％的柴油或来自中央处理设备的经处理的油，
-2重量％至3重量％的乳化剂，
-0.5重量％至1重量％的粒度为5nm至100nm的二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液，
-1重量％至3重量％的粒度为5nm至500nm的干的无定形二氧化硅(92％至99％)，
-5重量％至10重量％的粒度为0.2μm至5μm的钛铁矿或四氧化三锰微粒，
-余量的氯化钙或氯化钾的水溶液。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，为了在吸收强度大于20m3/h的地层中消除钻井液漏失，使用乳液-悬浮液体系作为所述封堵剂，所述体系包含：
-5重量％至15重量％的柴油或来自中央处理设备的经处理的油，
-2重量％至3重量％的乳化剂，
-0.5重量％至1重量％的粒度为5nm至100nm的二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液，
-3重量％至5重量％的粒度为5nm至500nm的干的无定形二氧化硅(92％至99％)，
-5重量％至10重量％的粒度为0.2μm至5μm的钛铁矿或四氧化三锰微粒，
-余量的氯化钙或氯化钾的水溶液。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，使用组合物作为二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液，所述组合物包含：在67重量％至69重量％的丙二醇单甲醚中的31重量％至32.5重量％的二氧化硅、余量的水。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，使用组合物作为二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液，所述组合物包含：在67重量％至69重量％的异丙醇中的30重量％至31重量％的二氧化硅、余量的甲醇。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，使用组合物作为二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液，所述组合物包含：在余量的乙二醇中的29重量％至31重量％的二氧化硅。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，使用组合物作为所述乳化剂，所述组合物包含：
-40重量％至42重量％的高级不饱和脂肪酸(亚油酸、油酸、亚麻酸)和树脂酸的醚，
-0.7重量％至1重量％的氧化胺，
-0.5重量％至1重量％的高分子有机热稳定剂，
-余量的柴油(夏用或冬用)。
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