CN113416526A - 一种强抑制强封堵钻井液及其制备方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于钻井液领域，具体涉及一种强抑制强封堵钻井液及其制备方法。该钻井液主要由以下重量份的组分组成：水100份，膨润土2‑3份，预水化调节剂0.1‑0.15份，流型调节剂0.5‑0.7份，降滤失剂2.8‑5.0份，防塌剂3‑4份，封堵润滑剂2‑3份，抑制剂2‑4份，加重剂10.8‑67.2份。本发明的强抑制强封堵钻井液，在满足现场对钻井液流变性能要求的基础上，体系API失水和HTHP失水均比原钾胺基钻井液小，同时，中高压滤失量实验泥饼薄而致密，各项性能表现良好，能够有效解决杭锦旗地区地层承压能力低、漏塌并存的问题。

Description

一种强抑制强封堵钻井液及其制备方法

技术领域

本发明属于钻井液领域，具体涉及一种强抑制强封堵钻井液及其制备方法。

背景技术

钻井是石油勘探、石油开发的一个非常重要的环节，在石油开发阶段的总投资中占比超过50％。一口油气井钻井成功在很大程度上取决于钻井液的性质和性能，钻井液始终是为钻井工程服务的，它的发展与钻井工程的发展需要紧密相关。

鄂尔多斯盆地杭锦旗地区地层裂缝发育，其底部存在天然裂缝，既有垂直裂缝，又有水平裂缝，地层承压能力低。该地区为破碎性地层，对压力敏感，易发生井漏；地层中伊蒙混层含量高，易水化膨胀导致井壁坍塌。承压能力低、漏塌并存是该地区钻井开发的难点。

根据以上难点，该地区设计了以聚丙烯酸钾、水解聚丙烯腈铵盐、水解聚丙烯腈钾盐为主的钾铵基钻井液，但因抑制性能不足，在钻遇煤层、碳质泥岩段较长时易出现井壁失稳，不能很好地匹配地层岩石性质。

发明内容

本发明的目的在于提供一种强抑制强封堵钻井液，适用于承压能力低、漏塌并存地层的开发应用。

本发明的第二个目的在于提供上述强抑制强封堵钻井液的制备方法。

为实现上述目的，本发明的强抑制强封堵钻井液的技术方案是：

一种强抑制强封堵钻井液，主要由以下重量份的组分组成：水100份，膨润土2-3份，预水化调节剂0.1-0.15份，流型调节剂0.5-0.7份，降滤失剂2.8-5.0份，防塌剂3-4份，封堵润滑剂2-3份，抑制剂2-4份，加重剂10.8-67.2份。

流型调节剂可以改善泥浆流变性能，提高泥浆在低流速下的粘度，增强泥浆悬浮和携渣能力，降低孔内钻渣沉淀概率，减少钻具磨损，降低扭矩，降低工程成本和风险。降滤失剂可以提高滤液粘度可以降低滤失量，还可以吸附在粘土表面形成吸附层，以阻止粘土颗粒絮凝变大，降滤失剂能把泥浆循环系统搅拌下所拆散的细颗粒通过吸附稳定下来，不再粘结成大颗粒。这样增加了细颗粒的比例，有利于形成细致泥饼。此外，降滤失滤剂分子本身具有堵孔作用，有机高分子降滤失剂的分子尺寸在胶体颗粒范围内，加入这些外处理剂后，它们一方面使分子的长链楔入滤饼的间隙中，另一方面长链自卷曲成球状，堵塞滤饼微孔隙，使滤饼薄而细致，从而降低滤失量。

本发明的强抑制强封堵钻井液，在满足现场对钻井液流变性能要求的基础上，该体系API失水和HTHP失水均比原钾胺基钻井液小，同时，中高压滤失量实验泥饼薄而致密，各项性能表现良好，能够有效解决杭锦旗地区地层承压能力低、漏塌并存的问题。

优选的，所述流型调节剂为聚阴离子纤维素。流型调节剂可以改善泥浆流变性能，增强泥浆悬浮和携渣能力，减少钻具磨损，降低扭矩，降低工程成本和风险。

优选的，所述降滤失剂选自磺酸盐共聚物降滤失剂、磺化褐煤降滤失剂、磺甲基酚醛树脂降滤失剂中的至少一种。进一步优选的，所述降滤失剂由磺酸盐共聚物降滤失剂DSP-2、磺化褐煤降滤失剂SMC、磺甲基酚醛树脂降滤失剂SMP按质量比(0.8～1.2):1:1组成。

优选的，所述防塌剂选自乳化石蜡防塌剂、乳化沥青防塌剂中的至少一种。进一步优选的，所述防塌剂由乳化石蜡防塌剂FDFT、乳化沥青防塌剂按质量比(1.8～3):(1～2)组成。

优选的，所述封堵润滑剂为无水聚合醇。

优选的，所述加重剂选自碳酸钙、重晶石、赤铁矿、钛铁矿、微锰矿中的至少一种。

优选的，所述膨润土选自钠基膨润土、钙基膨润土、钙基钠化膨润土中的至少一种；所述预水化调节剂为Na₂CO₃。其中水选择自来水即可。

本发明的强抑制强封堵钻井液的制备方法的技术方案是：

上述强抑制强封堵钻井液的制备方法，包括以下步骤：

1)将水、膨润土混匀，加入预水化调节剂进行预水化，得到基浆；

2)向基浆中加入流型调节剂、降滤失剂、防塌剂、封堵润滑剂、抑制剂混匀，加入加重剂调节至设计密度值。

本发明的强抑制强封堵钻井液的制备方法，制备工艺简单，适用于现场配制，工艺的适应性好。

具体实施方式

下面结合具体实施例对本发明的实施方式作进一步说明。

以下实施例中，配制钻井液的原料均为市售常规商品。主要原料品种介绍如下：

聚阴离子纤维素PAC-LV、磺酸盐共聚物降滤失剂DSP-2、磺化褐煤降滤失剂SMC、磺甲基酚醛树脂降滤失剂SMP、乳化沥青防塌剂(型号为Ⅰ型)、无水聚合醇均购自山东得顺源石油科技有限公司，乳化石蜡防塌剂FDFT购自成都西油华巍科技有限公司。

一、本发明的强抑制强封堵钻井液的具体实施例

实施例1

本实施例的强抑制强封堵钻井液，由以下重量份的组分组成：水100份，钙基膨润土2.5份(膨润土)，Na₂CO₃ 0.125份(预水化调节剂)，聚阴离子纤维素PAC-LV 0.7份(流型调节剂)，磺酸盐共聚物降滤失剂DSP-2 1份(降滤失剂)，磺化褐煤降滤失剂SMC 1份(降滤失剂)，磺甲基酚醛树脂降滤失剂SMP 1份(降滤失剂)，乳化石蜡防塌剂FDFT 3份(防塌剂)，乳化沥青防塌剂2份(防塌剂)，无水聚合醇3份(封堵润滑剂)，KCl 3份(抑制剂)，重晶石10.8份(加重剂)，用NaOH调整钻井液体系pH为9。

实施例2

本实施例的强抑制强封堵钻井液，由以下重量份的组分组成：水100份，钠基膨润土2份(膨润土)，Na₂CO₃ 0.1份(预水化调节剂)，聚阴离子纤维素PAC-LV 0.5份(流型调节剂)，磺酸盐共聚物降滤失剂DSP-2 4/3份(降滤失剂)，磺化褐煤降滤失剂SMC 4/3份(降滤失剂)，磺甲基酚醛树脂降滤失剂SMP 4/3份(降滤失剂)，乳化石蜡防塌剂FDFT 1.8份(防塌剂)，乳化沥青防塌剂1.2份(防塌剂)，无水聚合醇2份(封堵润滑剂)，KCl 2份(抑制剂)，碳酸钙29.6份(加重剂)，用NaOH调整钻井液体系pH为9。

实施例3

本实施例的强抑制强封堵钻井液，由以下重量份的组分组成：水100份，钙基钠化膨润土3份(膨润土)，Na₂CO₃ 0.15份(预水化调节剂)，聚阴离子纤维素PAC-LV 0.7份(流型调节剂)，磺酸盐共聚物降滤失剂DSP-2 5/3份(降滤失剂)，磺化褐煤降滤失剂SMC 5/3份(降滤失剂)，磺甲基酚醛树脂降滤失剂SMP 5/3份(降滤失剂)，乳化石蜡防塌剂FDFT 2.4份(防塌剂)，乳化沥青防塌剂1.6份(防塌剂)，无水聚合醇3份(封堵润滑剂)，KCl 4份(抑制剂)，赤铁矿67.2份(加重剂)，用NaOH调整钻井液体系pH为9。

二、本发明的强抑制强封堵钻井液的制备方法的具体实施例

实施例4

本实施例的强抑制强封堵钻井液的制备方法，对实施例1的强抑制强封堵钻井液的合成过程的具体说明，步骤如下：

(1)量取4000mL的自来水，测试温度为25℃，在低速800r/min电动搅拌下加入100克的钻井液膨润土(钠基膨润土)，搅拌10分钟后加入5克预水化调节剂Na₂CO₃再搅拌30分钟，搅拌结束后，在常温常压下预水化24h，预水化后继续搅拌30min，得到基浆；

(2)量取400mL基浆，在高速(12000r/min)搅拌过程中缓慢、匀速加入2.8g流型调节剂PAC-LV，加入过程中应当将流型调节剂PAC-LV加至搅拌杯中的漩涡，加样时间应持续约60s，之后继续搅拌5min，搅拌停止，将搅拌杯壁上的流型调节剂PAC-LV刮下并混到浆体中；

(3)将浆体继续置于高速(12000r/min)搅拌机上，搅拌10min后，依次在搅拌过程中加入4g降滤失剂DSP-2搅拌10分钟；加入4g降滤失剂SMP搅拌5min；加入4g降滤失剂SMC搅拌5min；加入12g钻井液用防塌剂FDFT搅拌5min；加入8g钻井液用乳化沥青防塌剂搅拌5min；加入12g钻井液用封堵润滑剂无水聚合醇搅拌5min；加入12g钻井液用抑制剂KCl搅拌5min。

(4)制备质量百分浓度40％的NaOH溶液，调整钻井液体系pH为9，搅拌1小时，用加重剂重晶石调整钻井液体系密度至1.15g/cm³，得到强抑制强封堵水基钻井液。

注：粉末类添加剂均按照步骤(2)中操作加入，以确保所有固体粉末均匀混合到浆体中；液体类添加剂均在电子天平上量取，天平精度为0.01g，量取液体类添加剂时务必使用滴管逐滴加入，以免加入过量使钻井液性能发生不可逆改变，液体类添加剂加量误差保证在0.1g以内，搅拌机的搅拌时间误差在0.1min以内。

实施例2、3的钻井液，可参考实施例4进行相应制备。

三、本发明的强抑制强封堵钻井液的实验例

实验例1

本实验例采用六速旋转粘度仪对实施例1中的钻井液体系进行了流变性能测定，按照如下步骤进行：

(1)将本发明的强抑制强封堵水基钻井液注入到容器中，并使转筒刚好侵入至刻度线处；

(2)使转筒在600r/min、300r/min、200r/min、100r/min、6r/min、3r/min旋转，待表盘读值恒定后，分别读取并记录相应转速的表盘读值；

(3)将钻井液样品在高速下搅拌10s，之后静置10s，测定以3r/min转速旋转时的最大读值，以Pa为单位记录初切力；

(4)将钻井液样品在高速下搅拌10s，之后静置10min，测定以3r/min转速旋转时的最大读值，并以Pa为单位记录10min终切力；

(5)计算塑性粘度、动切力、表观粘度和静切力，计算公式依据表1所示。

表1粘度计算公式表

式中：AV——表观粘度，mPa·s

PV——塑性粘度，mPa·s

YP——动切力，Pa

G10s或G10min——10s或10min静切力，Pa

——600rmin、300r/min时的恒定读值

——静止10s或10min后3r/min最大读值

测试实施例1中所配钻井液体系的流变性能，结果如表2所示。

表2钻井液体系流变性能

(表2中，①钾铵基钻井液由以下重量份组分组成：水100份，钠基膨润土4份(膨润土)，Na₂CO₃ 0.3份(预水化调节剂)，水解聚丙烯腈钾盐K-HPAN 0.5份(降滤失剂)，聚丙烯酸钾K-PAM 0.5份(防塌剂)，水解聚丙烯腈铵盐NH₄HPAN 0.5份(降滤失剂)，聚阴离子纤维素PAC-LV 0.5份(流型调节剂)，乳化沥青防塌剂2份(防塌剂)，超细碳酸钙2份(封堵剂)。

②25℃老化及50℃老化：将待测钻井液装入陈化釜中，在滚子加热炉120℃条件下滚动16h。热滚16h后去除陈化釜并分别将试样冷却至25℃或50℃，测试其流变性能。)

对比强抑制强封堵钻井液流变性能测定结果和原钾铵基钻井液流变性能测定结果，可以看出，强抑制强封堵钻井液流变性能测试结果较原钾铵基钻井液偏高，说明强抑制强封堵钻井液粘度和切力更高，其携带岩屑能力更强，更能有效应对钻井过程中的掉块情况，对较大的岩屑和掉块，也能有效携带其返出井筒。

实验例2

本实验例对实施例1的钻井液体系进行测定，分别采用三联滤失仪进行API失水测定和高温高压滤失仪进行HTHP失水测定。

API失水测定按照如下步骤进行：

(1)首先确保钻井液杯各部件，尤其是滤网清洁干燥，保证密封垫圈未变形或损坏；

(2)将钻井液注入过滤杯中，使其液面距杯顶至少13mm，放好滤纸，盖上过滤盖压紧，将干燥的量筒放在过滤杯排出管下面以接收滤液，在30s或更短的时间内加压到0.7Mpa，在加压的同时开始计时，到30min后，测量滤液的体积，以作为API滤失量。

(3)释放杯中压力，取出滤纸，用缓慢的水冲洗滤饼表面疏松物质，测量滤饼厚度。

HTHP失水测定按照如下步骤进行：

(1)将温度计插入加热套温度计插孔中，并将加热套预热至126℃(实验温度为120℃，加热套温度需比实验温度高约6℃)，保持恒温；

(2)将钻井液样品倒入过滤杯中，装好滤纸；安装好过滤杯，并关紧顶部和底部的阀杆，将其放入加热套内，将加热套中的温度计移到过滤杯上的插孔中；

(3)将高压滤液接收器连接到底部阀杆上，并在适当位置锁定；将可调节的压力源连接到顶部阀杆和接收器上，并在适当位置锁定；

(4)在保持顶部和底部阀杆都关紧的情况下，分别调节顶部和底部压力调节器至0.69MPa；打开顶部阀杆，将0.69MPa压力施加到过滤杯内，维持此压力直至温度达到所需温度并保持恒温；

(5)过滤杯中的样品加热总时间不应超过1h，当样品温度达到所选定的温度后，将顶部压力增加到4.14MPa，并打开底部阀杆开始测量滤失量；在保持选定温度±3℃范围内，收集滤液30min，记录滤液的总体积、温度、压力和时间；滤液体积应校正为4580mm²过滤面积的体积，如果过滤面积为2258mm²，则将滤液体积加倍后记录。根据滤液体积计算滤矢量HTHP：FL＝2*(滤液体积/30min)。

(7)待实验结束后，关紧钻井液杯顶部和底部阀杆，并从压力调节器放掉压力，取出滤纸，用缓慢的水冲洗滤饼表面疏松物质，测量滤饼厚度。

测试实施例1中所配钻井液体系的API失水和HTHP失水，测试结果如表3所示。

表3钻井液体系中高压失水量

对比原钾铵基钻井液体系的失水量，原钾铵基钻井液体系的API失水量为8.3mL，高温高压失水量为20.0mL。强抑制强封堵钻井液的API失水量和高温高压失水量均有明显的下降，表明强抑制强封堵钻井液失水量控制更好。理论上在实际钻井过程中，强抑制强封堵钻井液对井壁岩石的封堵性能更强，钻井液对地层的侵入量更低，更能有效预防地层井壁垮塌和钻井液漏失。

实验例3

本实验例对实施例1的钻井液体系抑制性进行测定，对抑制性能评价一般采用滚动回收率实验，滚动回收率实验原理是通过定量评价待测钻井液在井下温度与循环条件下，岩屑与钻井液充分接触后水化分散的趋势，用以评价待测钻井液对岩屑水化分散的抑制能力。

实验仪器：滚子加热炉、陈化釜、分样筛、天平(精确度0.1g)，电热鼓风干燥箱。

实验方法：

(1)用分样筛选取6～10目的岩屑备用，用天平称量50.0g岩屑，装入盛有350mL待测钻井液的陈化釜中，盖紧釜盖。

(2)将装有试样的陈化釜放入滚子加热炉中，在120℃条件下滚动16h。

(3)热滚16h后，去除陈化釜并冷却至室温。将陈化釜中的钻井液和岩屑全部倾倒在40目的分样筛上，在盛有自来水的槽中湿式筛洗1min。

(4)收集40目分样筛中的岩样，放入105℃±3℃的鼓风干燥箱中烘干。取出冷却，并在空气中静置24h，然后称量(精确至0.1g)。

(5)按如下公式计算滚动回收率：

式中：R—40目分样筛滚动回收率；

m—40目筛网残余岩屑重量，g。

根据滚动回收率实验方法对待测的钻井液进行滚动回收率测试，测试结果如表4所示。

表4钻井液滚动回收率测试结果

从表4看出，强抑制强封堵钻井液对下石盒子组岩屑的滚动回收率达到95.37％，对石千峰、上石盒子组岩屑的滚动回收率达到93.80％，钻井液的整体抑制性能很好。对比原钾铵基钻井液滚动回收率测试结果，原钾铵基钻井液对下石盒子组岩屑的滚动回收率仅为85.83％，对石千峰、上石盒子组岩屑的滚动回收率仅为84.09％。

可以看出，强抑制强封堵钻井液对下石盒子组岩屑和石千峰、上石盒子组岩屑的抑制性都明显高于原钾铵基钻井液体系，说明强抑制强封堵钻井液的抑制性能有明显的提升，对岩石的抑制性能更强。

Claims (10)

1.一种强抑制强封堵钻井液，其特征在于，主要由以下重量份的组分组成：水100份，膨润土2-3份，预水化调节剂0.1-0.15份，流型调节剂0.5-0.7份，降滤失剂2.8-5.0份，防塌剂3-5份，封堵润滑剂2-3份，抑制剂2-4份，加重剂10.8-67.2份。

2.如权利要求1所述的强抑制强封堵钻井液，其特征在于，所述流型调节剂为聚阴离子纤维素。

3.如权利要求1所述的强抑制强封堵钻井液，其特征在于，所述降滤失剂选自磺酸盐共聚物降滤失剂、磺化褐煤降滤失剂、磺甲基酚醛树脂降滤失剂中的至少一种。

4.如权利要求3所述的强抑制强封堵钻井液，其特征在于，所述降滤失剂由磺酸盐共聚物降滤失剂DSP-2、磺化褐煤降滤失剂SMC、磺甲基酚醛树脂降滤失剂SMP按质量比(0.8～1.2):1:1组成。

5.如权利要求1所述的强抑制强封堵钻井液，其特征在于，所述防塌剂选自乳化石蜡防塌剂、乳化沥青防塌剂中的至少一种。

6.如权利要求5所述的强抑制强封堵钻井液，其特征在于，所述防塌剂由乳化石蜡防塌剂FDFT、乳化沥青防塌剂按质量比(1.8～3):(1～2)组成。

7.如权利要求1或5或6所述的强抑制强封堵钻井液，其特征在于，所述封堵润滑剂为无水聚合醇。

8.如权利要求1所述的强抑制强封堵钻井液，其特征在于，所述加重剂选自碳酸钙、重晶石、赤铁矿、钛铁矿、微锰矿中的至少一种。

9.如权利要求1-6中任一项所述的强抑制强封堵钻井液，其特征在于，所述膨润土选自钠基膨润土、钙基膨润土、钙基钠化膨润土中的至少一种；所述预水化调节剂为Na₂CO₃。

10.一种如权利要求1-9中任一项所述的强抑制强封堵钻井液的制备方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)将水、膨润土混匀，加入预水化调节剂进行预水化，得到基浆；

2)向基浆中加入流型调节剂、降滤失剂、防塌剂、封堵润滑剂、抑制剂混匀，加入加重剂调节至设计密度值。