CN112143471B - 一种模拟砂堵堵漏浆及其制备方法和应用 - Google Patents

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Abstract

本发明公开一种模拟砂堵堵漏浆及其制备方法和应用。该模拟砂堵堵漏浆包括携带液、堵漏材料和诱导剂，且携带液、堵漏材料和诱导剂的用量比为100ml：(5～30)g：(0.01～5)g。本发明通过对携带液和诱导剂合理设计，使诱导剂在裂缝中形成暂堵屏障，有利于堵漏材料在暂堵屏障处堆积，形成适当的脱砂和桥堵，产生砂堵，对裂缝进行封堵，提高一次封堵成功率，避免多次施工，减少作业工时，降低成本。

Description

一种模拟砂堵堵漏浆及其制备方法和应用
技术领域
本发明涉及油气田勘探开发堵漏技术领域，具体涉及一种模拟砂堵堵漏浆及其制备方法和应用。
背景技术
在钻井过程中，由于地层的复杂性，会遇到裂缝发育的地层而发生漏失，严重的甚至发生失返。对于失返性漏失，一般采用水泥浆进行封堵，水泥浆封堵有很大的风险，如果水泥浆性能调整的不合适，可能会出现灌香肠的风险，而且就算封堵成功了，也需要钻塞，增加了作业程序。对于非失返性漏失，现场为了简便，一般会直接在钻井液中加入堵漏材料进行封堵施工，由于钻井液的携带性和悬浮性很好，堵漏材料会一直跟随钻井液运移，达不到有效的封堵。而且目前在现场堵漏施工过程中，一次封堵成功率不高，因为多数情况下都是先使用粒径小的堵漏材料进行封堵施工，如果不成功再使用粒径大的堵漏材料，存在多次施工的可能。
发明内容
有鉴于此，有必要提供一种模拟砂堵堵漏浆及其制备方法和应用，用以解决现有技术中对于非失返性漏失，一次封堵成功率低，需多次施工的技术问题。
为达到上述技术目的，本发明的第一方面提供了一种模拟砂堵堵漏浆，包括携带液、堵漏材料和诱导剂，且携带液、堵漏材料和诱导剂的用量比为100ml：(5～30)g：(0.01～5)g。
本发明的第二方面提供了一种模拟砂堵堵漏浆的制备方法，包括以下步骤：
S1：配制携带液；
S2：在上述携带液中加入堵漏材料，搅拌均匀，得到基础堵漏浆；
S3：在上述基础堵漏浆中加入诱导剂，得到模拟砂堵堵漏浆。
本发明的第二方面提供的模拟砂堵堵漏浆的制备方法用于得到本发明第一方面提供的模拟砂堵堵漏浆。
本发明的第三方面提供了一种模拟砂堵堵漏浆的应用，该模拟砂堵堵漏浆应用于对钻井漏失过程中产生的地层漏失进行封堵；该模拟砂堵堵漏浆为本发明第一方面提供的模拟砂堵堵漏浆。
与现有技术相比，本发明的有益效果为：
本发明通过对携带液和诱导剂合理设计，使诱导剂在裂缝中形成暂堵屏障，有利于堵漏材料在暂堵屏障处堆积，形成适当的脱砂和桥堵，产生砂堵，对裂缝进行封堵，提高一次封堵成功率，避免多次施工，减少作业工时，降低成本。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
本发明的第一方面提供了一种模拟砂堵堵漏浆，其包括携带液、堵漏材料和诱导剂，且携带液、堵漏材料和诱导剂的用量比为100ml：(5～30)g：(0.01～5)g，优选为100ml：(10～20)g：(0.1～3)g，更优选为100ml：15g：(0.1～3)g。通过采用本发明的堵漏浆配方，能使诱导剂在裂缝中形成暂堵屏障，堵漏材料在暂堵屏障处堆积，形成适当的脱砂和桥堵，产生砂堵，最终对裂缝进行封堵，提高一次封堵成功率，避免多次施工，减少作业工时，降低成本。
本发明中，携带液由基液、增粘剂、加重剂与纤维或表面活性剂配制而成。根据现场施工情况的不同，携带液可为水基携带液或油基携带液。在本发明的一些实施方式中，携带液为水基携带液，其通过水、增粘剂、纤维和加重剂配制而成，且水、增粘剂、纤维和加重剂的用量比为100ml：(0.3～1.0)g：(4～12)g：(0～150)g，优选为100ml：(0.4～0.9)g：(5～11)g：(50～120)g。进一步地，水可为淡水或海水，增粘剂为黄原胶、瓜尔胶、聚丙烯酰胺、魔芋胶、淀粉中的一种或者几种，纤维为玻璃纤维、碳纤维、海泡石纤维、棉纤维、聚酯纤维中的一种或者几种，纤维的长度为0.4～0.6mm，加重剂为重晶石、铁矿粉、碳酸钙、氯化钠、氯化钾、甲酸钾、甲酸钠中的一种或者几种。本发明中，通过加入纤维，能够调节所得堵漏浆的流变性能和滤失性能，使所得堵漏浆能够更好的泵送和形成封堵，同时通过将纤维的长度控制为0.4～0.6mm，能使纤维更好的进入裂缝中；通过加入增粘剂能够调节水基携带液的黏度，使堵漏浆具有好的稳定性；通过加入加重剂，能够调节水基携带液的密度，使其与现场采用的钻井液密度一致，满足现场使用密度要求。在本发明的一个具体实施方式中，水基携带液由水、黄原胶、0.5mm碳纤维和重晶石组成，且水、黄原胶、0.5mm碳纤维和重晶石的用量比为100ml：0.8g：10g：90g。在本发明的另一些实施方式中，携带液为油基携带液，其通过基础油、增粘剂、表面活性剂和加重剂配制而成，且基础油、增粘剂、表面活性剂和加重剂的用量比为100ml：(0.5～1.2)g：(0.1～0.5)g：(0～200)g，优选为100ml：(0.6～1.1)g：(0.2～0.4)g：(100～150)g。进一步地，基础油可以是柴油或者白油，表面活性剂为聚氧乙烯醚活性剂、丙二醇脂肪酸酯、单硬脂酸甘油酯中的一种或者几种，增粘剂为有机土、聚苯乙烯-丁二烯共聚物、聚甲基丙烯酸甲酯中的一种或者几种，加重剂为重晶石、铁矿粉中的一种或者几种。本发明中，通过加入表面活性剂能够调节携带液的乳化性能，通过加入增粘剂能够调节油基携带液的黏度，使堵漏浆具有较好的稳定性；通过加入加重剂，能够调节油基携带液的密度，使其与现场采用的钻井液密度一致，满足现场使用密度要求。具体地，油基携带液由基础油、有机土、聚氧乙烯醚活性剂和重晶石组成，且基础油、有机土、聚氧乙烯醚活性剂和重晶石的用量比为100ml：1g：0.3g：120g。
本发明中，堵漏材料为市售常规堵漏材料，如核桃壳、棉籽壳、云母片、碳酸钙、石墨、木屑、纤维、石英砂中的一种或者几种，或者其他市售堵漏材料，粒径一般2mm以下。
本发明中，所使用的诱导剂不溶于水和基础油，其承压强度大于5MPa，优选大于7MPa，抗温能力大于180℃，粒径为1～10mm，优选为1～7mm，密度1.0～1.5g/cm3。在上述参数范围内，所得诱导剂为抗高温抗腐蚀的高强度的惰性材料，且能在裂缝中合适的位置形成暂堵屏障，使堵漏材料充分填充裂缝，避免缝口或缝尖堆积。本实施方式中，诱导剂通过将20～40重量份纳米硅、0～50重量份重晶石、0～20重量份漂珠、5～30重量份环氧树脂、0.5～6重量份多乙烯多胺按比例混合，随后在80℃～140℃高温反应24h～72h，最后将产物加工为粒状制得。优选地，诱导剂通过将20～40重量份纳米硅、0～45重量份重晶石、5～15重量份漂珠、6～15重量份环氧树脂、1.2～3重量份多乙烯多胺按比例混合反应而成；进一步地，反应温度为90～110℃，反应时间为22～26h。本发明中，通过采用重晶石和漂珠调节所得诱导剂的密度、通过采用环氧树脂和多乙烯多胺调节所得诱导剂的强度、抗温性和腐蚀性，通过采用纳米硅、反应时间和温度调节所得诱导剂的强度，能使所得诱导剂满足上述性能要求。
本发明的第二方面提供了一种模拟砂堵堵漏浆的制备方法，包括以下步骤：
S1：配制携带液；
S2：在上述携带液中加入堵漏材料，搅拌均匀，得到基础堵漏浆；
S3：在上述基础堵漏浆中加入诱导剂，得到模拟砂堵堵漏浆；其中，诱导剂的粒径与漏速的对应关系：当漏速＜2m3/h，粒径为1～1.5mm当漏速在2～10m3/h，粒径为2～3mm；当漏速为10～20m3/h，粒径为3～5mm；当漏速为20～30m3/h，粒径为5～7mm。
本发明的第二方面提供的模拟砂堵堵漏浆的制备方法用于得到本发明第一方面提供的模拟砂堵堵漏浆。
本发明的第三方面提供了一种模拟砂堵堵漏浆的应用，该模拟砂堵堵漏浆应用于对钻井漏失过程中产生的地层漏失进行封堵；该模拟砂堵堵漏浆为本发明第一方面提供的模拟砂堵堵漏浆。
本发明以下各实施例中，所用部分原料总结如下：
所用的堵漏材料为荆州嘉华科技有限公司生产一袋式封堵剂，1.5mm以细；
诱导剂1：40重量份纳米硅、15重量份漂珠、12重量份环氧树脂、2.4重量份多乙烯多胺混合后100℃高温反应24h制得，粉碎的粒径分别为1～1.5mm、2.1～2.8mm、3.2～4.5mm、5.4～6.5mm；测定诱导剂的抗压强度为8MPa，密度1.02g/cm3；
诱导剂2：30重量份纳米硅、10重量份重晶石、15重量份漂珠、12重量份环氧树脂、2.4重量份多乙烯多胺混合后100℃高温反应24h制得，粉碎的粒径分别为1～1.5mm、2.1～2.8mm、3.2～4.5mm、5.4～6.5mm；测定诱导剂的抗压强度为8MPa，密度1.2g/cm3；
诱导剂3：30重量份纳米硅、45重量份重晶石、5重量份漂珠、15重量份环氧树脂、3重量份多乙烯多胺混合后100℃高温反应24h制得，粉碎的粒径分别为1～1.5mm、2.1～2.8mm、3.2～4.5mm、5.4～6.5mm；测定诱导剂的抗压强度为8MPa，密度1.5g/cm3；
诱导剂4：20重量份纳米硅、10重量份重晶石、15重量份漂珠、6重量份环氧树脂、1.2重量份多乙烯多胺混合后100℃高温反应24h制得，粉碎的粒径分别为1～1.5mm、2.1～2.8mm、3.2～4.5mm、5.4～6.5mm；测定诱导剂的抗压强度为5MPa，密度1.2g/cm3；
诱导剂5：20重量份纳米硅、10重量份重晶石、15重量份漂珠、6重量份环氧树脂、1.2重量份多乙烯多胺混合后100℃高温反应24h制得，粉碎的粒径分别为1～1.5mm、2.1～2.8mm、3.2～4.5mm、5.4～6.5mm；测定诱导剂的抗压强度为3MPa，密度1.2g/cm3；
诱导剂6：30重量份纳米硅、35重量份漂珠、12重量份环氧树脂、2.4重量份多乙烯多胺混合后100℃高温反应24h制得，粉碎的粒径分别为1～1.5mm、2.1～2.8mm、3.2～4.5mm、5.4～6.5mm；测定诱导剂的抗压强度为8MPa，密度0.8g/cm3；
诱导剂7：15重量份纳米硅、50重量份重晶石、5重量份漂珠、25重量份环氧树脂、5重量份多乙烯多胺混合后100℃高温反应24h制得，粉碎的粒径分别为1～1.5mm、2.1～2.8mm、3.2～4.5mm、5.4～6.5mm；测定诱导剂的抗压强度为8MPa，密度1.8g/cm3；
上述诱导剂的抗温能力均大于180℃。
实施例1
本实施例提供了一种模拟砂堵堵漏浆，其包括3000ml携带液、450g堵漏材料和3～90g诱导剂，其具体通过以下步骤得到：
将3000ml水、24g黄原胶、300g 0.5mm碳纤维和2700g重晶石配制成水基携带液，且所得水基携带液的密度为1.5g/cm3；
取3000ml水基携带液，并加入450g堵漏材料，搅拌均匀，得到基础堵漏浆；
根据漏失情况，选择合适的诱导剂，在上述基础堵漏浆中加入诱导剂，详见表1。
室内使用高温高压模拟天然裂缝封堵仪进行了模拟砂堵效果评价，模拟天然裂缝宽度2mm、3mm、5mm、7mm，对应5MPa下钻井液漏失速度为1.6m3/h、3.6m3/h、12.3m3/h、21.5m3/h，主要对比评价不同漏速下的模拟砂堵情况。实验温度：80℃，实验压力：5MPa。
表1
Figure BDA0002666342320000071
Figure BDA0002666342320000081
表2
Figure BDA0002666342320000082
Figure BDA0002666342320000091
由上述表1和表2可以看出，试验组1～16均具有较好的封堵效果，空白组无法产生封堵，对照组具有较差的封堵效果。对照组1～4未形成封堵，其原因在于，对照组1～4中采用具有较低的抗压强度的诱导剂，从而导致诱导剂无法形成有效的固体屏障，堵漏材料无法堆积，最终造成较差的封堵效果；对照组5～8具有较差的封堵效果，其原因在于诱导剂密度低，容易跟随携带液往前运移，因此漏失量较大，堵漏材料多在缝尖堆积，终造成较差的封堵效果；对照组9～12具有较差的封堵效果，其原因在于，对照组9～12中采用具有较高的密度的诱导剂，从而导致诱导剂下沉形成固体屏障较快，可以很快形成封堵，但是堵漏材料多在缝口堆积，容易形成复漏，最终造成较差的封堵效果。
实施例2
本实施例提供了一种模拟砂堵堵漏浆，其包括3000ml携带液、450g堵漏材料和3～90g诱导剂，其具体通过以下步骤得到：
将3000ml白油、30g有机土、9g聚氧乙烯醚活性剂和3600g重晶石配制成油基携带液，且所得油基携带液的密度为1.5g/cm3；
取3000ml油基携带液，并加入450g堵漏材料，搅拌均匀，得到基础堵漏浆；
根据漏失情况，选择合适的诱导剂，在上述基础堵漏浆中加入诱导剂，详见表1。
室内使用高温高压模拟天然裂缝封堵仪进行了模拟砂堵效果评价，模拟天然裂缝宽度2mm、3mm、5mm、7mm，对应5MPa下钻井液漏失速度为1.6m3/h、3.6m3/h、12.3m3/h、21.5m3/h，主要对比评价不同漏速下的模拟砂堵情况。实验温度：80℃，实验压力：5MPa。
表3
Figure BDA0002666342320000101
Figure BDA0002666342320000111
Figure BDA0002666342320000121
表4
Figure BDA0002666342320000122
Figure BDA0002666342320000131
由上述表3和表4可以看出，试验组17～32也具有较好的封堵效果，空白组无法产生封堵，对照组具有较差的封堵效果。对照组13～16未形成封堵，其原因在于，对照组13～16中采用具有较低的抗压强度的诱导剂，从而导致诱导剂无法形成有效的固体屏障，堵漏材料无法堆积，最终造成较差的封堵效果；对照组17～20具有较差的封堵效果，其原因在于诱导剂密度低，容易跟随携带液往前运移，因此漏失量较大，堵漏材料多在缝尖堆积，最终造成较差的封堵效果；对照组21～24具有较差的封堵效果，其原因在于，对照组21～24中采用具有较高的密度的诱导剂，从而导致诱导剂下沉形成固体屏障较快，可以很快形成封堵，但是堵漏材料多在缝口堆积，容易形成复漏，最终造成较差的封堵效果。
与现有技术相比，本发明的有益效果为：
本发明通过在堵漏浆中加入合适的诱导剂，可以诱导产生砂堵，提高一次封堵成功率，避免多次施工，减少作业工时，降低成本；
本发明通过控制诱导剂的抗压强度和密度，能够进一步提高封堵成功率。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种模拟砂堵堵漏浆，其特征在于，包括携带液、堵漏材料和诱导剂，且所述携带液、所述堵漏材料和所述诱导剂的用量比为100ml：（5~30）g：（0.01~5）g；所述诱导剂不溶于水和基础油，其承压强度大于5MPa，抗温能力大于180℃，粒径为1~10mm，密度1.0~1.5g/cm3；所述诱导剂通过将20~40重量份纳米硅、0~50重量份重晶石、0~20重量份漂珠、5~30重量份环氧树脂、0.5~6重量份多乙烯多胺按比例混合，随后在80℃~140℃高温反应24h~72h，最后将产物加工为粒状制得。
2.根据权利要求1所述模拟砂堵堵漏浆，其特征在于，所述携带液由基液、增粘剂、加重剂与纤维或表面活性剂配制而成。
3.根据权利要求2所述模拟砂堵堵漏浆，其特征在于，所述携带液为水基携带液，其通过水、增粘剂、纤维和加重剂配制而成，且水、增粘剂、纤维和加重剂的用量比为100ml：（0.3~1.0）g：（4~12）g：（0~150）g。
4.根据权利要求3所述模拟砂堵堵漏浆，其特征在于，所述水可为淡水或海水，所述增粘剂为黄原胶、瓜尔胶、聚丙烯酰胺、魔芋胶、淀粉中的一种或者几种，所述纤维为玻璃纤维、碳纤维、海泡石纤维、棉纤维、聚酯纤维中的一种或者几种，所述加重剂为重晶石、铁矿粉、碳酸钙、氯化钠、氯化钾、甲酸钾、甲酸钠中的一种或者几种。
5.根据权利要求2所述模拟砂堵堵漏浆，其特征在于，所述携带液为油基携带液，其通过基础油、增粘剂、表面活性剂和加重剂配制而成，且基础油、增粘剂、表面活性剂和加重剂的用量比为100ml：（0.5~1.2）g：（0.1~0.5）g：（0~200）g。
6.根据权利要求5所述模拟砂堵堵漏浆，其特征在于，所述基础油为柴油或者白油，所述表面活性剂为聚氧乙烯醚活性剂、丙二醇脂肪酸酯、单硬脂酸甘油酯中的一种或几种，所述增粘剂为有机土、聚苯乙烯-丁二烯共聚物、聚甲基丙烯酸甲酯中的一种或者几种，所述加重剂为重晶石、铁矿粉中的一种或者几种。
7.一种如权利要求1~6中任一项所述模拟砂堵堵漏浆的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：
配制携带液；
在所述携带液中加入堵漏材料，搅拌均匀，得到基础堵漏浆；
在所述基础堵漏浆中加入诱导剂，得到模拟砂堵堵漏浆。
8.一种模拟砂堵堵漏浆的应用，其特征在于，所述模拟砂堵堵漏浆应用于对钻井漏失过程中产生的地层漏失进行封堵；所述模拟砂堵堵漏浆为权利要求1~6中任一项所述模拟砂堵堵漏浆。
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