CN112442342A - 一种上部地层防塌型钻井液的使用维护方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种上部地层防塌型钻井液的使用维护方法，包括上部地层防塌型钻井液的配制与钻井液的性能维护；所述上部地层防塌钻井液的配制为：先用原井浆钻水泥塞，然后替换为淡水；在淡水中加入膨润土，然后加入封堵防塌抑制剂、铵盐、增粘剂与稳定剂混合水化，待钻井液漏斗粘度达到70s，调节钻井液至所需的密度。与现有技术相比，本发明采用的封堵防塌抑制剂利用聚合醇在井壁表面形成一层有效的隔离膜，加入果壳及纤维形成复杂网状结构，减小钻井液侵入地层的深度；同时二甲基二烯基氯化铵与聚合醇反应增强体系的抑制性和分散性，达到有效稳定井壁的效果；再结合稳定剂及增粘剂，能有效防止地层失稳，并且该体系简单，配制与维护均方便。
Description
技术领域
本发明属于煤层气开采技术领域，尤其涉及一种上部地层防塌型钻井液的使用维护方法。
背景技术
在钻井作业过程中，随着钻头的不断钻进，地层中岩石破碎形成的岩屑进入钻井液之中，随钻井液上返至井口。因上返后的钻井液中混杂有较多成分的岩屑，从而导致钻井液性能变差，从而在使用钻井液继续进行作业时的作业效率受到影响。
从地层组成成分来说，在煤层气上部地层中，地层岩石成分以泥页岩为主，泥岩在钻井液滤液侵入时会产生水化膨胀，而弱胶结的页岩遇水侵则会分散，产生比较严重的掉块现象，对钻井液性能有很大影响。因此，对钻井液在使用过程中要进行维护，将钻井液中的固相含量控制在一定程度之内，使钻井液密度、粘度等性能保持稳定，保证钻进工作的正常进行。
周华安针对川东上部地层易塌层泥页岩为主，夹含砂岩为辅的地质特征，以储层保护为原则构建出一套强抑制封堵性防塌钻井液体系，该体系在使用过程中通过定期定量补充处理剂，调整抑制剂、增粘剂等的含量，实现钻井液性能调控，有效控制固相含量。现场应用表明，该维护方法可操作性强，维护效果好，易针对地层特点实现钻井液性能维护；但维护手段复杂，经济适用性较差，没有根据地下钻进过程中实际情况调整钻井液添加剂用量，从而造成钻井液添加剂的加入量较大，从而会造成钻井成本增高。
许振波构建了一套正电胶水平井钻井液体系，用于针对中原油田地温梯度高、地层水矿化度高、地层压力系数高等复杂情况。该体系在使用过程中有着良好的封堵效果，高温前后效果稳定，可满足保护油气层的需要和钻井施工的要求。该钻井液采用随钻防漏堵漏的方法进行处理，加入随钻堵漏剂和屏蔽暂堵剂来维护钻井液性能稳定，起到了一定效果；但其并未通过实际调控钻井液性能进行维护，在现场实际应用中控制钻井液性能能力较差，起到的储层保护效果较低。
针对大牛地气田低空、低渗、致密砂岩气藏，岩石胶结致密、孔喉细小的特点，该地采用了钾铵基聚合物钻井液体系，抑制粘土颗粒膨胀、分散、运移，起到稳定粘土的作用，有效防止井壁坍塌和保护油气层。在钻进过程不断补充聚丙烯酸钾和水解聚丙烯腈钾盐，控制钻井液粘度、密度。现场应用表明，该处理方法抑制粘土水化分散能力较强，有效的控制了井壁稳定，保护了储层；但在维护过程没有清除钻井液内侵入的钻屑成分，且该钻井液体系较复杂，在维护时所需加入的钻井液处理剂成分繁多，维护流程过于繁琐，实际作业过程中易带来操作上的问题
发明内容
有鉴于此，本发明要解决的技术问题在于提供一种上部地层防塌型钻井液的使用维护方法，该钻井液体系构建简单，维护工艺流程简明，维护过程所加入添加剂种类少，效果明显，相比其他的钻井液维护手段来说具有低维护成本、低工作量的优点。
本发明提供了一种上部地层防塌型钻井液的使用维护方法，包括上部地层防塌型钻井液的配制与钻井液的性能维护；
所述上部地层防塌钻井液的配制为：
S1)先用原井浆钻水泥塞，然后替换为淡水；
S2)在淡水中加入膨润土，然后加入封堵防塌抑制剂、铵盐、增粘剂与稳定剂混合水化，待钻井液漏斗粘度达到70s，调节钻井液至所需的密度；
所述膨润土的质量为淡水质量的2％～6％；
所述封堵防塌抑制剂的质量为淡水质量的1％～3％；
所述铵盐的质量为淡水质量的0.5％～1.5％；
所述增粘剂的质量为淡水质量的1％～3％；
所述稳定剂的质量为淡水质量的0.4％～1％；
所述封堵防塌抑制剂由聚合醇与二甲基二烯基氯化铵改性粒状堵漏材料与纤维状堵漏材料得到；所述粒状堵漏材料包括果壳。
优选的，所述聚合醇选自聚乙二醇；所述二甲基二烯丙基氯化铵选自二甲基二烯丙基氯化铵；所述果壳的粒度小于等于10目；所述纤维状堵漏材料选自棉纤维。
优选的，所述果壳与纤维状堵漏材料的质量比为1：(0.5～2)；
所述聚合醇与二甲基二烯基氯化铵的质量比为(2～6)：1；
所述二甲基二烯基氯化铵与果壳的质量比为1：(3～7)。
优选的，所述粒状堵漏材料还包括碳酸钙；所述碳酸钙与果壳的质量比为(1.5～2.5)：1。
优选的，所述稳定剂选自聚丙烯酸钾；所述增粘剂选自羧甲基淀粉。
优选的，所述钻井液的性能维护包括：在钻井过程中，在二开井段上部地层，应用上部地层防塌钻井液；针对易垮塌地层，维护过程加入胶液；所述胶液包括大分子聚合物、小分子聚合物与水，加入胶液保持钻井液中大分子聚合物的质量浓度为0.3％～0.5％；所述大分子聚合物为增粘剂与稳定剂；所述小分子聚合物为封堵防塌抑制剂；加入胶液保持钻井液中封堵防塌抑制剂的质量浓度为1％～3％。
优选的，所述钻井液的性能维护包括：进入储层前，在钻井液中加入封堵防塌抑制剂、增粘剂与稳定剂；所述封堵防塌抑制剂加入的质量为钻井液质量的1％～3％；所述增粘剂加入的质量为钻井液质量的1％～3％；所述稳定剂加入的质量为钻井液质量的0.4％～1％。
优选的，所述钻井液的性能维护包括：在二开井段钻井过程中，根据地质预报及地层实钻情况，调整钻井液密度。
优选的，所述钻井液的性能维护包括：使用振动筛、除砂器与除砂除泥器控制钻进过程中钻井液的固相含量；所述振动筛中筛网的目数为60～1000目。
本发明提供了一种上部地层防塌型钻井液的使用维护方法，包括上部地层防塌型钻井液的配制与钻井液的性能维护；所述上部地层防塌钻井液的配制为：S1)先用原井浆钻水泥塞，然后替换为淡水；S2)在淡水中加入膨润土，然后加入封堵防塌抑制剂、铵盐、增粘剂与稳定剂混合水化，待钻井液漏斗粘度达到70s，调节钻井液至所需的密度；所述膨润土的质量为淡水质量的2％～6％；所述封堵防塌抑制剂的质量为淡水质量的1％～3％；所述铵盐的质量为淡水质量的0.5％～1.5％；所述增粘剂的质量为淡水质量的1％～3％；所述稳定剂的质量为淡水质量的0.4％～1％；所述封堵防塌抑制剂由聚合醇与二甲基二烯基氯化铵改性粒状堵漏材料与纤维状堵漏材料得到；所述粒状堵漏材料包括果壳。与现有技术相比，本发明采用的封堵防塌抑制剂利用聚合醇特有的“浊点”效应，在井壁表面形成一层有效的隔离膜，隔断钻井液渗入地层的通道，加入果壳及纤维形成复杂网状结构，减小钻井液侵入地层的深度，从而减小岩层的水化、膨胀，避免地层掉块与坍塌等复杂情况的发生；同时二甲基二烯基氯化铵与聚合醇反应产生协同增效作用来增强体系的抑制性和分散性，达到有效稳定井壁的效果；再结合稳定剂及增粘剂，使钻井液体系滤失量低、抑制性强，能有效防止地层失稳，并且该体系配方简单，配制与维护均方便。
附图说明
图1为本发明实施例1中得到的封堵防塌抑制剂的照片；
图2为本发明实施例2中制备的上部地层防塌型钻井液的岩样膨胀性实验结果图；
图3为本发明实施例2制备的上部地层防塌型钻井液与现有钻井液的体系滤失量对比柱形图；
图4为本发明实施例2制备的上部地层防塌型钻井液与现有钻井液的易失稳层水化分散对比柱形图；
图5为本发明实施例2制备的上部地层防塌型钻井液与现有钻井液的易20h易失稳层水化膨胀对比柱形图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明提供了一种上部地层防塌型钻井液的使用维护方法，包括上部地层防塌型钻井液的配制与钻井液的性能维护；所述上部地层防塌钻井液的配制为：S1)先用原井浆钻水泥塞，然后替换为淡水；S2)在淡水中加入膨润土，然后加入封堵防塌抑制剂、铵盐、增粘剂与稳定剂混合水化，待钻井液漏斗粘度达到70s，调节钻井液至所需的密度；所述膨润土的质量为淡水质量的2％～6％；所述封堵防塌抑制剂的质量为淡水质量的1％～3％；所述铵盐的质量为淡水质量的0.5％～1.5％；所述增粘剂的质量为淡水质量的1％～3％；所述稳定剂的质量为淡水质量的0.4％～1％；所述封堵防塌抑制剂由聚合醇与二甲基二烯基氯化铵改性粒状堵漏材料与纤维状堵漏材料得到；所述粒状堵漏材料包括果壳。
其中本发明对所有原料的来源并没有特殊的限制，为市售即可。
本发明提供的上部地层防塌型钻井液的使用维护方法包括其配制与钻井液的性能维护。
其中，所述上部地层防塌型钻井液的配制为：先用原井浆钻水泥塞，优选直至剩1～2米时，然后替换为淡水。
在淡水中加入膨润土，优选充分搅拌及循环后，加入封堵防塌抑制剂、铵盐、增粘剂与稳定剂混合水化。
其中，所述膨润土的质量优选为淡水质量的2％～6％，更优选为3％～5％，再优选为4％；所述膨润土优选为钠基膨润土。
所述防塌封堵抑制剂的质量优选为淡水质量的1％～2％。本发明提供的封堵防塌抑制剂为聚合醇类高分子，可增强体系的抑制剂和分散性，减小钻井液侵入地层的深度。所述封堵防塌抑制剂由聚合醇与二甲基二烯基氯化铵改性粒状堵漏材料与纤维状堵漏材料得到；所述粒状堵漏材料包括果壳
按照本发明，所述聚合醇优选为聚乙二醇；所述聚合醇的平均分子量优选为3000～8000，更优选为3500～7000，再优选为3500～6000，再优选为3500～5000，最优选为3500～4500。本发明提供的封堵防塌抑制剂可利用聚合醇特有的“浊点”效应，在煤层和存在微裂缝岩层对应的井壁表面形成一层有效的隔离膜，隔断钻井液渗入地层的通道，减小钻井液侵入地层的深度，从而减小岩层的水化、膨胀，避免地层掉块与坍塌等复杂情况的发生。
所述二甲基二烯基氯化铵优选为二甲基二烯丙基氯化铵；所述聚合醇与二甲基二烯基氯化铵的质量比优选为(2～6)：1，更优选为(3～5)：1，再优选为4：1。
所述粒状堵漏材料包括果壳；所述果壳的粒度优选小于等于10目；所述果壳优选为坚果壳，更优选为核桃壳，再优选为山核桃壳；所述二甲基二烯基氯化铵与果壳的质量比优选为1：(3～7)，更优选为1：(4～6)，再优选为1：5。
按照本发明，所述粒状堵漏材料优选还包括碳酸钙；所述碳酸钙与果壳的质量比优选为(1.5～2.5)：1，更优选为(1.8～2.2)：1，再优选为2：1。
所述纤维状堵漏材料优选为植物纤维，更优选为棉纤维，再优选为短棉纤维；所述纤维状堵漏材料的长度优选为0.09～12mm，更优选为2～8mm，再优选平均长度为4mm；所述纤维状堵漏材料的直径优选为5～100μm，更优选为10～60μm，再优选为10～40μm，最优选平均直径为20μm；所述纤维状堵漏材料与果壳的质量比优选为(0.5～2)：1，更优选为(0.8～1.5)：1，再优选为(0.8～1.2)：1，最优选为1：1。在封堵防塌抑制剂中加入果壳与纤维状堵漏材料可形成复杂网状结构，减小钻井液侵入地层的深度，减小岩层的水化、膨胀，避免地层掉块与坍塌等复杂情况的发生。
本发明提供的封堵防塌抑制剂通过二甲基二烯基氯化铵使聚合醇胺化，利用聚合醇特有的“浊点”效应，在井壁表面形成一层有效的隔离膜，隔断钻井液渗入地层的通道，加入果壳及纤维形成复杂网状结构，减小钻井液侵入地层的深度，从而减小岩层的水化、膨胀，避免地层掉块与坍塌等复杂情况的发生；同时二甲基二烯基氯化铵与聚合醇反应产生协同增效作用来增强体系的抑制性和分散性，达到有效稳定井壁的效果。
在本发明中，所述封堵防塌抑制剂优选按照以下方法制备：将二甲基二烯基氯化铵、聚合醇、粒状堵漏材料、纤维状堵漏材料与引发剂在水中混合加热反应，得到封堵防塌抑制剂；所述粒状堵漏材料包括果壳。
本发明对所有原料的来源并没有特殊的限制，为市售即可；所述二甲基二烯基氯化铵、聚合醇、粒状堵漏材料与纤维状堵漏材料均同上所述，在此不再赘述。
在本发明中，优选先将二甲基二烯基氯化铵与水混合；所述二甲基二烯基氯化铵与水的体积比优选为(1～3)：100，更优选为(1～2.5):100，再优选为(1～2)：100，最优选为1.5：100；所述混合的温度优选为30℃～40℃，更优选为35℃；所述混合在搅拌的条件下进行；所述搅拌的转速优选为70～100r/min。
混合均匀后，优选冷却，然后加入聚合醇。
加入聚合醇后，优选加热，再加入粒状堵漏材料与纤维状堵漏材料；所述加热的温度优选为50℃～60℃，更优选为55℃。
最后加入引发剂，混合加热反应；所述引发剂的质量优选为二甲基二烯基氯化铵质量的10％～20％，更优选为14％～18％，再优选为16％～17％，最优选为16.7％；所述引发剂优选为氧化还原引发剂；为提高聚合醇胺化的效果，本发明更优选以过硫酸铵与亚硫酸氢钠为引发剂；所述引发剂优选以引发剂水溶液的形式加入；所述引发剂水溶液的质量浓度优选为0.5％～2％，更优选为1％；所述加热反应的温度优选为60℃～80℃，更优选为65℃～75℃，再优选为70℃；所述加热反应的时间优选为20～50min，更优选为30～40min；所述加热反应优选在搅拌的条件下进行；所述搅拌的转速优选为50～60r/min。
反应结束后，干燥，得到封堵防塌抑制剂；所述干燥优选为真空干燥。
所述稳定剂的质量优选为上部地层防塌型钻井液质量的0.4％～0.8％，更优选为0.4％～0.6％，再优选为0.4％；所述稳定剂优选为聚丙烯酸钾；所述聚丙烯酸钾的水解度优选为27％～35％；所述聚丙烯酸钾的钾含量优选为11％～16％；所述聚丙烯酸钾的pH值优选为8～10；所述聚丙烯酸钾的特性粘数100ml/g≥6.0。在钻井液中加入稳定剂聚丙烯酸钾，具有抑制泥页岩及钻屑分散作用，并兼具降失水、改善流型和增加润滑等性能。
所述增粘剂的质量优选为淡水的1.5％～2.5％，更优选为2％；所述增粘剂优选为羧甲基淀粉；所述羧甲基淀粉优选取代度(D.S)≥0.2；pH值优选为9～13；干燥失重优选大于等于10％；细度优选大于等于80目；以羧甲基淀粉为增粘剂不仅具有增粘作用，且单独使用还具有一定的降滤失效果。
所述铵盐的质量优选为淡水质量的0.5％～1.5％，更优选为0.8％～1.2％，再优选为1％。
为了使钻井液中各组分充分混合，本发明优选采用高压循环与低压循环相结合的循环方式；所述高压循环的压力优选为13～14MPa；所述低压循环的压力优选为7～8MPa；加入封堵防塌抑制剂、铵盐、增粘剂与稳定剂后，不断测量钻井液性能，使其充分水化；待钻井液漏斗粘度达到70s(即(
)，调节钻井液至所需的密度；所述密度优选为0.9～1.3g/cm3，更优选为1.03～1.05g/cm3。
按照本发明，在钻进过程中优选及时测量钻井液的流变性并进行滤液分析，一旦发现与设计有出入或无法满足钻井工程需要的预兆，及时进行调整。
本发明提供的钻井液以封堵防塌抑制剂为核心处理试剂，采用的封堵防塌抑制剂利用聚合醇特有的“浊点”效应，在井壁表面形成一层有效的隔离膜，隔断钻井液渗入地层的通道，加入果壳及纤维形成复杂网状结构，减小钻井液侵入地层的深度，从而减小岩层的水化、膨胀，避免地层掉块与坍塌等复杂情况的发生；同时二甲基二烯基氯化铵与聚合醇反应产生协同增效作用来增强体系的抑制性和分散性，达到有效稳定井壁的效果；再结合稳定剂及增粘剂，使钻井液体系滤失量低、抑制性强，能有效防止地层失稳，并且该体系配方简单，配制与维护均方便。
在钻井的过程中需要对钻井液进行性能维护，在本发明中性能维护包括：在钻井过程中，根据不同地层在钻井液中加入不同比例及浓度的胶液：如二开井段上部地层，应用上部地层防塌钻井液；针对易垮塌地层，维护过程加入胶液；所述胶液包括大分子聚合物、小分子聚合物与水，加入胶液保持钻井液中大分子聚合物的质量浓度为0.3％～0.5％；所述大分子聚合物为增粘剂与稳定剂；所述增粘剂优选为黄原胶、羧甲基纤维素、聚丙烯酸钾等中的一种或多种；所述小分子聚合物为封堵防塌抑制剂；加入胶液保持钻井液中封堵防塌抑制剂的质量浓度为1％～3％；可抑制造浆，控制钻屑分散和膨润土含量上升。
使用低伤害防塌钻井液的目的主要是利用封堵防塌抑制剂封堵泥页岩地层微裂缝从而保护储层，控制水化，因此固相含量的控制就显得格外重要。过高的固相含量会影响钻井液密度、粘度等性质，从而使钻井液不能正常满足钻井作业工作要求。根据现场上部地层防塌性钻井液体系密度控制需求，因此在钻井过程中，开启钻井液循环后优选使用固控设备对其进行净化处理以控制钻井液中的固相含量；所述固控设备优选包括振动筛、除砂器与除砂除泥器；所述振动筛中筛网的目数优选为60～1000目；在本发明中，所述固控设备更优选还包括离心机，再优选还包括离心机与沉砂池。
在进入储层前，优选在钻井液中加入封堵防塌抑制剂、增粘剂与稳定剂，以改善其滤失造壁性能，从而对上部泥页岩地层的水化膨胀作用进行抑制。所述封堵防塌抑制剂加入的质量优选为钻井液质量的1％～3％，更优选为1％～2％；所述增粘剂加入的质量为钻井液质量的1％～3％，更优选为2％～3％；所述稳定剂加入的质量优选为钻井液质量的0.4％～1％，更优选为0.4％～0.6％。
在二开井段钻井过程中，根据地质预报及地层实钻情况，调整钻井液密度。通过固控设备调控重晶石加量减少密度，添加重晶石增加密度，增加胶液配置浓度等同于钻井液配方浓度；在本发明中优选控制体系中固相含量在8％以内；对于细小岩屑无法应用固控设备进行清除，则优选加入钻井液基浆(即新配制的钻井液体系，配制过程及要求同上，在此不再赘述)进行稀释，以满足钻井液的密度为0.9～1.3g/cm3，更优选为1.03～1.05g/cm3；钻井液的漏斗粘度为32～38s。钻井液密度调节情况由钻井液地层压力及钻井方式共同决定，在本发明中优选控制钻井液密度在破裂压力当量密度之内。而对于常规二开钻井作业来说，优选控制钻井液密度在0.9～1.3g/cm3以内。
钻完进尺后，充分循环钻井液，保持井眼清洁，为下步工作做好准备。
本发明提供的钻井液体系构建简单，维护工艺流程简明，维护过程所加入添加剂种类少，效果明显，相比其他的钻井液维护手段来说具有低维护成本、低工作量的优点。
为了进一步说明本发明，以下结合实施例对本发明提供的一种上部地层防塌型钻井液的使用维护方法进行详细描述。
以下实施例中所用的试剂均为市售；
实施例1
(1)实验材料与试剂
聚乙二醇，AR；二甲基二烯丙基氯化铵，工业级；碳酸钙，工业级；果壳纤维，工业级；过硫酸铵((NH4)2S2O8)，AR；亚硫酸氢钠(NaHSO3)，AR；去离子水。
实验过程中，所用聚乙二醇为PEG-4000，AR级；二甲基乙二烯氯化铵选用工业级，纯度60％的溶液；果壳纤维选用工业级，选择山核桃壳和棉纤维为主要材料，1：1比例混合而成，山核桃壳磨碎过10目筛网，棉纤维选用平均长度为4mm，平均直径为20μm短棉纤维。
(2)主要实验仪器
数显恒温水浴箱；三口圆底烧瓶(500mL)；分析天平；温度计；真空干燥箱；搅拌装置。
(3)封堵防塌抑制剂的制备
①量取一定含量蒸馏水，转移到三口烧瓶中，再将三口烧瓶置于水浴锅内，调节水浴锅温度为35℃；
②按质量比为3.8：1：5：5的比例量取聚乙二醇、二甲基二烯丙基氯化铵、果壳纤维、碳酸钙，再按照二甲基二烯丙基氯化铵、聚乙二醇、果壳纤维、碳酸钙的顺序在搅拌条件下慢慢将上述药品依次加入三口烧瓶中；加入过程中，每100ml蒸馏水对应加入1.5ml的二甲基二烯丙基氯化铵，加入二甲基二烯丙基氯化铵过程中需不断搅拌，转速控制在70～100r/min之间，待搅拌均匀并冷却后加入聚乙二醇，之后升温至55℃，加入果壳纤维和碳酸钙。
③将恒温水浴锅的温度设定为70℃，并将总质量为1％的过硫酸铵和亚硫酸氢钠分别配制成溶液加入到三口烧瓶中；加入过程中，每100ml蒸馏水对应25ml质量分数为1％的过硫酸铵溶液和亚硫酸氢钠溶液；需在搅拌状态下将过硫酸铵和亚硫酸氢钠溶液加入到三口烧瓶中，加入过硫酸铵和亚硫酸氢钠水溶液的过程中，转速控制在50～60r/min。
④维持50～60r/min的转速，匀速搅拌30min，等到烧瓶内液态混合物的缩合反应完成；选用真空干燥箱对样品进行干燥，用研钵将干燥后剩余固体粉碎，所得固体即为封堵防塌抑制剂记为GFJ-1。
图1为实施例1中得到的封堵防塌抑制剂的照片。
常规性能评价：在4％膨润土浆(土浆的种类)中加入不同质量的实施例1中得到的封堵防塌抑制剂，测试其常规性能，得到结果见表1。(现场检测标准遵循国际API RP 13B-1-2009水基钻井液现场测试的标准程序，实验室测试标准遵循GB/T29170-2012钻井液实验室测试国家标准)
表1封堵防塌抑制剂常规性能检测结果
由表1可知，实施例1中制备的封堵防塌抑制剂具有一定的增粘作用，降滤失性能良好。
封堵性能评价：利用钻孔取样机、双端面磨平机，对煤样进行加工，制作2.5cm×5cm标准岩样。在4％土浆中加入不同比例的封堵防塌抑制剂GFJ-1配制成封堵液，借助高温高压岩心动态损害评价系统，评价不同加量封堵防塌抑制剂加量对煤岩的封堵率，得到结果见表2。
表2封堵防塌抑制剂GFJ-1封堵率评价
由表2可知，随封堵防塌抑制剂加量的增加，封堵率也随之增大，当封堵防塌抑制剂加量超过2％时，封堵率可达90.0％以上。
页岩膨胀性实验：所用实验仪器为NP-2S型页岩膨胀仪，参照石油行业标准《SY/T6335-1997》钻井液用页岩抑制剂评价方法进行实验，实验步骤如下：收集过100目筛的岩样粉，在105±5℃条件下烘干4h并冷却至室温；清洗干净测试筒，测筒深度L1，称取15±0.1g处理后的岩样粉放入测试筒内；在测试筒内装好活塞杆，放在压力机上加压，直到压力表读数为10MPa，稳压5min；卸去压力后，慢慢将活塞杆取出，测深仪测量此时深度L2，将测试筒装入页岩膨胀测试仪，调整仪器读数为0.00；将事先准备好的自来水用针筒注入测试筒内，开始计时，按实验所需精度记录数据，得到结果见表3。
Sr＝R0/L*100％
L＝L1-L2
其中，Sr:膨胀率，％；L：岩芯高度，mm；R0：最大膨胀量，mm。
表3膨胀量试验
由表3可知，飞仙关组一段岩样在清水中浸泡24h后，膨胀量为2.68mm，而在3％GFJ-1水溶液中的膨胀量仅为1.02mm，表明GFJ-1对飞仙组一段地层具有良好的抑制水化膨胀能力。
岩样回收率实验：主要测定粒径为6目～10目(2.0～3.2mm)的岩样在350mL溶液中，在一定温度下热滚16h后，过40目筛(孔径为0.45mm)的回收率。主要实验仪器为滚子加热炉，实验参照石油行业标准SY/T6335-1997进行，具体步骤如下：筛取50g(±0.1g)6目至10目的风干岩样样品，装入盛有350mL液体的品脱罐中，旋紧；设定加热温度，将准备好的品脱罐放入恒温滚子炉中热滚16h；恒温滚动16h后，取出品脱罐，冷却至室温，将罐内液体和岩样全部倾倒在40目分样筛上，在盛有蒸馏水的水槽中湿式筛洗1min；将大于40目筛的岩屑放入电热鼓风恒温干燥箱中烘干4h(105±5℃)。取出冷却并在空气中静置24h，称量其最终质量，以此质量作为岩样在清水中的回收质量。按照上述步骤，测定飞岩样在清水及不同加量防塌封堵抑制剂溶液中的滚动回收率，得到结果见表4。
表4岩样回收率测定结果
结果表明，该岩样在清水中的回收率小于50％，表明该地层很容易发生地层分散失稳，单独使用防塌封堵剂可显著提高岩样滚动回收率，可达70％以上。表明该处理剂具有较好的抑制地层分散能力，但仍需要配合其他处理剂进一步提高钻井液对该地层的抑制性。
实施例2
上部地层防塌型钻井液体系构建为：
4％钠土+1％封堵防塌抑制剂GFJ(实施例1中制备得到)+1％铵盐+2％羧甲基淀粉CMS+0.4％聚丙烯酸钾KPAM。
封堵防塌抑制剂GFJ性能指标：API滤失量：12.4ml；针入度：0.23mm；热滚后粒径：0.38μm；(API滤失量在4％膨润土浆中加入1％GFJ，遵循实验室标准GB/T29170-2012进行。针入度选用SZR-3型针入度测定仪进行测定，热滚后粒径采用激光粒度分布测定仪的D50数据)
聚丙烯酸钾KPAM性能指标：外观，白色或淡黄色自由流动粉末；水分，≤10.0％；纯度，≥75％；筛余量，≤10％；水解度，27％～35％；钾含量，11％～16％；pH值，8.0～10.0；特性粘数，100ml/g≥6.0；
羧甲基淀粉CMS性能指标：外观，白色或带有微黄色的固体粉末；取代度(D.S)≥0.2；pH值，9～13；干燥失重，≥10％；细度(目)≥80。
制备方法如下：
(1)取500mL水加入到搅拌杯中，开启搅拌器进行搅拌；
(2)加入1.0％封堵防塌抑制剂GFJ-1(实施例1)，继续搅拌，使抑制剂充分溶解；
(3)加入0.4％聚丙烯酸钾KPAM，继续搅拌，让其充分溶解；
(4)加入4.0％钠土，继续搅拌使溶解均匀；
(5)加入1.0％铵盐，继续搅拌；
(6)加入2.0％羧甲基淀粉CMS，继续搅拌；
(7)待以上钻井液添加剂完全均匀溶解，即得到最终产品上部地层防塌型钻井液体系。
常规性能评价上部地层防塌型钻井液的常规性能评价结果见表5。结果表明，该钻井液具有良好流变性，滤失量低，动塑比合理。
表5上部地层防塌钻井液常规性能评价
岩样回收率实验
按照实施例1中的方法，选取飞仙关组和永宁镇组岩样分别对该体系进行岩样回收率实验，实验结果见表6。
表6岩样回收率实验
结果表明，该体系抑制岩屑分散效果良好，岩样回收率超过了98.0％。
岩样膨胀性实验
按照实施例1中的方法，使用飞仙关组和永宁镇组岩样对优化后的钻井液滤液进行岩样膨胀性实验，结果见表7和图2。上部地层防塌钻井液滤液+岩样(永宁镇组)。
表7岩样膨胀性实验
结果表明，飞仙关组和永宁镇组岩样在钻井液滤液中的膨胀量较低(永宁镇组岩样本身水化膨胀能力不强)，表明该钻井液可有效抑制飞仙关组和永宁镇组地层的水化膨胀。
岩屑侵污实验
在优化配方中分别加入不同比例的过100目的飞仙关组和永宁镇组岩屑，在46℃条件下热滚16h后，测试其常规性能，实验结果见表3-35。由表中数据可知，该钻井液配方经岩屑侵入后，密度、粘度有所增加，但是流变性整体变化不大，滤失量降低，表明其抗岩屑污染能力较好。
表8飞仙关组和永宁镇组岩屑污染实验
将实施例2制备的上部地层防塌型钻井液与现有的LC-C1钻井液及EH-C7钻井液的性能进行对比，得到体系滤失量对比柱形图如图3所示；得到易失稳层水化分散对比柱形图如图4所示；得到20h易失稳层水化膨胀对比柱形图如图5所示。
实施例3
上部地层防塌钻井液体系在云南滇东黔西地区LC-C7-3D井及LC-C7-2D井得以应用，维护过程如下所示。
配备三级固控设备如表9。
表9三级固控设备
配备测试仪器如表10，以利于及时检测钻井液性能和现场维护处理试验的开展。
表10测试仪器表
该防塌钻井液体系已在滇东黔西煤层气LC-C7-3D、LC-C7-2D井钻井(二开)中现场应用，密度1.03～1.05g/cm3，漏斗粘度32～38s，泥饼0.2～0.4mm，失水量≤9ml，含砂量＜0.2％，pH值8～10。防止储层受到伤害。由振动筛返出煤屑可知，上部地层防塌钻井液体系抑制性强，携岩性能良好。定向井钻井过程中无任何复杂事故，润滑性能良好。其中，煤系地层平均井径扩大率为8.61％(项目技术要求煤系地层井径平均扩大率不超过30％)。
钻井液维护过程严格遵循以下规定：
(1)一开开钻前合理布局泥浆池与排污池，保证清水池蓄水维持在100方以上。
(2)及时监测，及时调整，确保钻井液性能良好。小班每2小时测一次一般性能，钻井液工程师每天测一次全性能，发现钻井液性能变差，及时调配或更换钻井液。
(3)及时清除泥浆池、循环槽及沉淀池中的岩屑。及时清除钻井液中岩屑及其它固相成份，严格控制固相含量不超标。
在钻井液体系维护过程中，严格遵循操作流程进行钻进。3D井钻进过程中，钻井液遇岩屑侵入，钻井液密度上升至1.1g/cm3，漏斗粘度上升至50s左右，钻井液性能变差。对二开上部井段钻井液体系来说，使用三级固控设备清除岩屑，保证钻井液内固相含量控制在8％以内。对细小岩屑，无法应用钻井液固控设备清除，按照上述体系对应配比所述，加入钻井液基浆稀释，满足钻井液密度1.03～1.05g/cm3，漏斗粘度32～38s，符合正常钻进标准.
在钻遇LC-2D井易垮塌地层时，钻井液需加强封堵性，防塌失稳，因此在上部地层防塌钻井液中加入膨润土浆、增粘剂、封堵防塌抑制剂及稳定剂。钻遇易垮塌地层时，除按照上述体系比例加入处理剂稀释钻井液外，需额外补充1％的增粘剂及封堵防塌抑制剂，保证井壁稳定。
维护后钻井液性能良好，满足钻井需要，3D井及2D井顺利钻进，3D井钻井周期为15天，2D井钻井周期5天，均快速、顺利、稳定完成，证明该专利成果可行性。
Claims (9)
1.一种上部地层防塌型钻井液的使用维护方法，其特征在于，包括上部地层防塌型钻井液的配制与钻井液的性能维护；
所述上部地层防塌钻井液的配制为：
S1)先用原井浆钻水泥塞，然后替换为淡水；
S2)在淡水中加入膨润土，然后加入封堵防塌抑制剂、铵盐、增粘剂与稳定剂混合水化，待钻井液漏斗粘度达到70s，调节钻井液至所需的密度；
所述膨润土的质量为淡水质量的2％～6％；
所述封堵防塌抑制剂的质量为淡水质量的1％～3％；
所述铵盐的质量为淡水质量的0.5％～1.5％；
所述增粘剂的质量为淡水质量的1％～3％；
所述稳定剂的质量为淡水质量的0.4％～1％；
所述封堵防塌抑制剂由聚合醇与二甲基二烯基氯化铵改性粒状堵漏材料与纤维状堵漏材料得到；所述粒状堵漏材料包括果壳。
2.根据权利要求1所述的上部地层防塌型钻井液，其特征在于，所述聚合醇选自聚乙二醇；所述二甲基二烯丙基氯化铵选自二甲基二烯丙基氯化铵；所述果壳的粒度小于等于10目；所述纤维状堵漏材料选自棉纤维。
3.根据权利要求1所述的使用维护方法，其特征在于，所述果壳与纤维状堵漏材料的质量比为1：(0.5～2)；
所述聚合醇与二甲基二烯基氯化铵的质量比为(2～6)：1；
所述二甲基二烯基氯化铵与果壳的质量比为1：(3～7)。
4.根据权利要求1所述的使用维护方法，其特征在于，所述粒状堵漏材料还包括碳酸钙；所述碳酸钙与果壳的质量比为(1.5～2.5)：1。
5.根据权利要求1所述的上部地层防塌型钻井液，其特征在于，所述稳定剂选自聚丙烯酸钾；所述增粘剂选自羧甲基淀粉。
6.根据权利要求1所述的使用维护方法，其特征在于，所述钻井液的性能维护包括：在钻井过程中，在二开井段上部地层，应用上部地层防塌钻井液；针对易垮塌地层，维护过程加入胶液；所述胶液包括大分子聚合物、小分子聚合物与水，加入胶液保持钻井液中大分子聚合物的质量浓度为0.3％～0.5％；所述大分子聚合物为增粘剂与稳定剂；所述小分子聚合物为封堵防塌抑制剂；加入胶液保持钻井液中封堵防塌抑制剂的质量浓度为1％～3％。
7.根据权利要求1所述的使用维护方法，其特征在于，所述钻井液的性能维护包括：进入储层前，在钻井液中加入封堵防塌抑制剂、增粘剂与稳定剂；所述封堵防塌抑制剂加入的质量为钻井液质量的1％～3％；所述增粘剂加入的质量为钻井液质量的1％～3％；所述稳定剂加入的质量为钻井液质量的0.4％～1％。
8.根据权利要求1所述的使用维护方法，其特征在于，所述钻井液的性能维护包括：在二开井段钻井过程中，根据地质预报及地层实钻情况，调整钻井液密度。
9.根据权利要求1所述的使用维护方法，其特征在于，所述钻井液的性能维护包括：使用振动筛、除砂器与除砂除泥器控制钻进过程中钻井液的固相含量；所述振动筛中筛网的目数为60～1000目。
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| CN113355068A (zh) * | 2021-07-23 | 2021-09-07 | 中煤科工集团重庆研究院有限公司 | 一种煤矿井下强抑制性钻孔液及其使用方法 |
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| US20070173414A1 (en) * | 2006-01-09 | 2007-07-26 | Clearwater International, Inc. | Well drilling fluids having clay control properties |
| CN101979457A (zh) * | 2010-09-28 | 2011-02-23 | 中国石油化工集团公司 | 海水基无固相环保钻完井液 |
| CN106753287A (zh) * | 2016-11-24 | 2017-05-31 | 中国石油大学(华东) | 一种深海和冻土区钻探用超低温钻井液 |
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