CN113653452A - 油基钻井混合物回注浆组合物、油基钻井混合物回注浆及其制备方法和应用 - Google Patents
油基钻井混合物回注浆组合物、油基钻井混合物回注浆及其制备方法和应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113653452A CN113653452A CN202111054371.4A CN202111054371A CN113653452A CN 113653452 A CN113653452 A CN 113653452A CN 202111054371 A CN202111054371 A CN 202111054371A CN 113653452 A CN113653452 A CN 113653452A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- oil
- based drilling
- mixture
- reinjection
- water
- 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
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 99
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 96
- 239000002002 slurry Substances 0.000 title claims abstract description 33
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title abstract description 5
- 238000007613 slurry method Methods 0.000 title description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 101
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 24
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 15
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 8
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 8
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 6
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 claims description 6
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 6
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 6
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 6
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 claims description 4
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 4
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 claims description 4
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 claims description 4
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 claims description 4
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims description 4
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims description 4
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 claims description 4
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 4
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 4
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 4
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 4
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 3-(4-ethylcyclohexyl)propanoic acid 3-(3-ethylcyclopentyl)propanoic acid Chemical compound CCC1CCC(CCC(O)=O)C1.CCC1CCC(CCC(O)=O)CC1 HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 claims description 3
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims description 3
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 3
- QJZYHAIUNVAGQP-UHFFFAOYSA-N 3-nitrobicyclo[2.2.1]hept-5-ene-2,3-dicarboxylic acid Chemical compound C1C2C=CC1C(C(=O)O)C2(C(O)=O)[N+]([O-])=O QJZYHAIUNVAGQP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NKFIBMOQAPEKNZ-UHFFFAOYSA-N 5-amino-1h-indole-2-carboxylic acid Chemical compound NC1=CC=C2NC(C(O)=O)=CC2=C1 NKFIBMOQAPEKNZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000004021 humic acid Substances 0.000 claims description 2
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 claims description 2
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 abstract description 11
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract description 7
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract description 7
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract description 6
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 101100356682 Caenorhabditis elegans rho-1 gene Proteins 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000005575 polycyclic aromatic hydrocarbon group Chemical group 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 238000007569 slipcasting Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000013112 stability test Methods 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/062—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by mixing components
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/001—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor specially adapted for underwater drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
- E21B21/065—Separating solids from drilling fluids
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
本发明涉及油气田钻井岩屑回注技术领域，公开了油基钻井混合物回注浆组合物、油基钻井混合物回注浆及其制备方法和应用。该组合物中含有两者以上混合保存或各自独立保存的以下组分：油基钻井混合物、增粘剂、降失水剂、消泡剂、水，所述油基钻井混合物为油基钻井液和岩屑。采用本发明提供的油基钻井混合物回注浆能够实现悬浮稳定时间可控、且具有添加剂量少，符合低成本和绿色环保的要求。同时，本发明提供的油基钻井混合物回注浆的API滤失量均＜10mL，符合油田现场滤失量要求，具有广阔的应用前景。
Description
技术领域
本发明涉及油气田钻井岩屑回注技术领域，具体地，涉及油基钻井混合物回注浆组合物、油基钻井混合物回注浆及其制备方法和应用。
背景技术
近年来，海洋油气田开发越来越多的采用油基及合成基钻井液钻井。采用油基钻井液钻井会产生大量的油基钻屑。油基钻屑中含有柴油(白油)、多环芳烃、化学添加剂等有机化合物，成分复杂、污染因子多、处理难度大，稍有不慎便会对土壤、水质、海洋等生态环境或生物健康产生严重的危害，油基钻屑环保治理已经成为油气钻井行业的重要环节之一，尤其是在海洋钻井作业中。
岩屑回注技术是将钻屑与海水(陆上油气田采用淡水)充分混合，通过研磨处理及添加化学试剂使之成为稳定的浆体，然后利用水力压裂的手段将其注入并永久封存到合适的地层中，目前已在北美、欧洲和东南亚广泛应用。
然而，岩屑回注过程中存在一些不容易发现且较为复杂的井下风险，如油管、环空或者炮眼的堵塞，这些问题一方面会影响岩屑回注作业的顺利进行，另一方面会降低有效回注量。
在间歇注入的停滞期内，回注浆体悬浮的固相颗粒(岩屑、油基钻井液中的添加剂)会发生沉淀，沉淀速度与时间、粒径和流体低剪切速率、粘度等因素有关，从控制固相颗粒粒径的角度出发，一般在地面上将直径大于300微米的大颗粒筛出以降低沉降风险。
然而，在岩屑回注作业中，井斜、回注浆液粘度及其在井筒中的停留时间过长等情况常常使沉淀问题复杂化，在这些情况下，颗粒会在井眼低端沉积，逐渐形成钻屑床。当再次回注作业开始时，钻屑床中的固相颗粒会由于受到挤压形成固体塞，从而影响后续注入作业。清除堵塞、对油管重新射孔或者改用另一口注入井等方式都会产生高昂的费用，从而对钻井作业效率产生不利的影响。
考虑到间歇注入停泵时间、安全应急时间以及设备突发故障等因素，应该保证钻井废弃物回注浆液在12-24h内不发生沉降，且性能保持稳定，从而避免井底复杂情况的发生。
当前油田现场岩屑回注浆的处理原则，一方面是通过采用研磨设备尽可能的降低钻井废弃物中固相颗粒的粒径；另一方面是采用工程经验大致估计所需添加剂的种类和质量，所以在单次回注操作中，回注浆体中的各组分用量没有系统而准确的比例。
上述回注浆液处理方式将存在以下缺陷：(1)现有油田现场资料显示，回注浆悬浮时间通常为8-12h，该时间忽略了安全应急时间、设备突发故障等情况造成的额外时间损耗；(2)不能准确地掌握回注浆在井下的状态，当发生额外的时间损耗时，不能为井上作业提供时间参考和保障；(3)在各油气田储液设备有效容量、回注地层深度、单次回注浆体中固相含量以及间歇回注技术操作等多重差异因素下不能准确的预测回注浆液稳定时间；(4)根据经验加入添加剂，可能用量过多，增加作业成本。
基于此，油基钻井岩屑回注浆的配方设计亟需系统性地研究。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有岩屑回注浆体系存在的悬浮稳定性差、各组分用量不够准确以及井下浆液稳定时间不明确且不可控的缺陷。
为了实现上述目的，本发明的第一方面提供一种油基钻井混合物回注浆组合物，该组合物中含有两者以上混合保存或各自独立保存的以下组分：
油基钻井混合物、增粘剂、降失水剂、消泡剂、水，所述油基钻井混合物为油基钻井液和岩屑；
所述增粘剂选自瓜尔胶、黄原胶、粘度为≥1600mPa·s的高粘聚阴离子纤维素中的至少一种；
所述降失水剂为粘度为50-100mPa·s的低粘聚阴离子纤维素；
以所述组合物的总重量为基准，所述油基钻井混合物的含量为10-35wt％，所述增粘剂的含量为0.1-0.7wt％，所述降失水剂的含量为0.3-0.4wt％，所述消泡剂的含量为0.2-0.3wt％，所述水I的含量为60-85wt％。
本发明的第二方面提供一种制备油基钻井混合物回注浆的方法，该方法包括，将前述第一方面中所述的油基钻井混合物回注浆组合物中的各组分进行混合；将各组分进行混合的步骤包括：
(1)将油基钻井混合物与水进行第一混合，得到第一混合物；
(2)将所述第一混合物与组分A进行第二混合，得到所述油基钻井混合物回注浆；所述组分A中含有增粘剂、降失水剂、消泡剂；
其中，所述油基钻井混合物回注浆中的固相颗粒的平均粒径＜300μm。
本发明的第三方面提供一种前述第二方面所述的方法制备得到的油基钻井混合物回注浆。
本发明的第四方面提供一种前述第三方面所述的油基钻井混合物回注浆在油气田钻井岩屑回注中的应用。
与现有技术相比，本发明的有益效果至少如下：
(1)本发明提供的油基钻井混合物回注浆的悬浮稳定时间能够达到12-24h，并且能够实现悬浮稳定时间可控，从而为岩屑回注作业提供时间保障，并降低井底沉淀和炮眼堵塞的风险。
(2)本发明提供的油基钻井混合物回注浆具有良好的悬浮稳定性、粘性及流变性。
(3)本发明提供的油基钻井混合物回注浆具有添加剂量少，且添加剂来源广、价格低、无污染，符合低成本和绿色环保的要求。
(4)本发明提供的油基钻井混合物回注浆能够在陆上油气田和海上油田中应用，应用范围广，操作简单，具有很好的实际应用价值。
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体优势。
需要说明的是，在本发明中，所述表观粘度是指在一定速度梯度下，用相应的剪切应力除以剪切速率所得的商，反映回注浆的总粘度。
需要说明的是，在本发明中，所述塑性粘度是指在层流条件下，剪切应力与剪切速率成线性关系时的斜率值，反映回注浆中内摩擦作用的强弱。
需要说明的是，在本发明中，所述动切力反映回注浆在流动时内部空间网状结构的强弱。
需要说明的是，在本发明中，所述沉降密度差是指回注浆在不同时间下的沉降程度，反映回注浆的悬浮稳定性。
需要说明的是，在本发明中，所述API滤失量是指室温下回注浆在一定压差作用30min下过滤得到的液体体积。
需要说明的是，在本发明中，所述油基钻井混合物回注浆组合物中水的含量不包括所述油基钻井混合物中可能含有的水。其中，所述油基钻井混合物水相的含量不高于85wt％。
如前所述，本发明的第一方面提供了一种油基钻井混合物回注浆组合物，该组合物中含有两者以上混合保存或各自独立保存的以下组分：
油基钻井混合物、增粘剂、降失水剂、消泡剂、水，所述油基钻井混合物为油基钻井液和岩屑；
所述增粘剂选自瓜尔胶、黄原胶、粘度为≥1600mPa·s的高粘聚阴离子纤维素(PAC-HV)中的至少一种；
所述降失水剂为粘度为50-100mPa·s的低粘聚阴离子纤维素(PAC-LV)；
以所述组合物的总重量为基准，所述油基钻井混合物的含量为10-35wt％，所述增粘剂的含量为0.1-0.7wt％，所述降失水剂的含量为0.3-0.4wt％，所述消泡剂的含量为0.2-0.3wt％，所述水的含量为60-85wt％。
需要说明的是，本发明对所述油基钻井液的种类没有特别的限制，所述油基钻井液可以为本领域内已知的所有种类，但是，为了进一步降低沉降风险，本发明中示例性地提供一种优选的具体实施方式。优选地，所述油基钻井液中含有以下组分：
油、水II、降滤失剂、乳化剂、氯化物抑制剂、pH调节剂、润湿剂，
在所述油基钻井液中，相对于100重量份的油，所述水II的含量为15-30重量份；
以所述油基钻井液的总质量为基准，所述油和所述水II的总含量为55-80wt％，所述降滤失剂的含量为2-9wt％，所述乳化剂的含量为3-9wt％，所述氯化物抑制剂的含量为1-15wt％，所述pH调节剂的含量为5-10wt％，所述润湿剂的含量为0-10wt％。
优选情况下，所述消泡剂选自亲油型消泡剂、油水两亲型消泡剂中的至少一种。示例性地，所述消泡剂可以为有机硅聚醚接枝共聚物消泡剂。
优选地，所述水I和所述水II各自独立地选自淡水、海水中的至少一种。
优选地，所述油选自柴油、白油中的至少一种。
优选地，所述降滤失剂选自有机土、氧化沥青、磺化沥青中的至少一种。
优选地，所述乳化剂选自环烷酸钙、烷基苯磺酸钙、腐殖酸酰胺、油酸、环烷酸酰胺中的至少一种。
优选情况下，所述氯化物抑制剂选自氯化钙、氯化钠中的至少一种。
优选地，所述pH调节剂为石灰。
本领域技术人员根据本发明，能够在满足油田现场进行岩屑回注操作时所需悬浮稳定时间前提下，准确地加入添加剂以实现岩屑回注。本发明的后文中示例性地提供悬浮稳定时间分别为12h、18h和24h时，不同含量油基钻井混合物对应需要的添加剂种类和用量，本领域技术人员不应理解为对本发明的限制。
需要说明的是，本发明对制备所述油基钻井混合物回注浆的方法没有特别的限制，本领域技术人员可以根据本领域内已知的技术手段进行选择。本发明中示例性地提供一种优选的具体实施方式，本领域技术人员不应理解为对本发明的限制。如前所述，本发明的第二方面提供了一种制备油基钻井混合物回注浆的方法，该方法包括，将前述第一方面中所述的油基钻井混合物回注浆组合物中的各组分进行混合；将各组分进行混合的步骤包括：
(1)将油基钻井混合物与水进行第一混合，得到第一混合物；
(2)将所述第一混合物与组分A进行第二混合，得到所述油基钻井混合物回注浆；所述组分A中含有增粘剂、降失水剂、消泡剂；
其中，所述油基钻井混合物回注浆中的固相颗粒的平均粒径＜300μm。
根据一种优选的实施方式，在步骤(1)中，所述第一混合的条件至少满足：在搅拌下进行，且搅拌的转速为900-1100rpm，时间为10-15min，温度为20-40℃。
根据另一种优选的实施方式，在步骤(2)中，所述第二混合的条件至少满足：在搅拌下进行，且搅拌的转速为1000-1200rpm，时间为15-20min，温度为20-40℃。
本发明的第二方面涉及的各个组分的用量、种类与本发明的第一方面所述的相应组分的含量、种类相同，在此不再赘述，本领域技术人员不应理解为对本发明的限制。
如前所述，本发明的第三方面提供了一种前述第二方面所述的方法制备得到的油基钻井混合物回注浆。
优选地，所述油基钻井混合物回注浆的密度为1.01-1.28g/cm3，表观粘度为23.5-129.0mPa.s，塑性粘度为18-66mPa.s，动切力为6.0-64.4Pa，沉降密度差为0.03-0.23g/cm3。
进一步优选地，所述油基钻井混合物回注浆的密度为1.01-1.28g/cm3，表观粘度为23.5-80mPa.s，塑性粘度为18-49mPa.s，动切力为6-46Pa，沉降密度差为0.03-0.14g/cm3。
如前所述，本发明的第四方面提供了一种前述第三方面所述的油基钻井混合物回注浆在油气田钻井岩屑回注中的应用。
以下将通过实例对本发明进行详细描述。以下实施例中，在没有特别说明的情况下，使用的各种原料均为市售品。
需要说明的是，本发明中的室温表示25±2℃。
表观粘度的测定方法：采用ZNN-D6B六速旋转粘度仪测得φ600与φ300的数值，表观粘度AV＝1/2*φ600。
塑性粘度的测定方法：采用ZNN-D6B六速旋转粘度仪测得φ600与φ300的数值，塑性粘度PV＝φ600-φ300。
动切力的测定方法：采用ZNN-D6B六速旋转粘度仪测得φ600与φ300的数值，动切力YP＝0.511*(φ300-PV)。
沉降密度差的测定方法：采用250mL稳定性测试定制量筒分别测得量筒200-250mL部分回注浆密度值ρ1和0-50mL部分回注浆密度值ρ2，沉降密度差Δρ＝ρ2-ρ1。
API滤失量的测定方法：采用滤失仪对回注浆在0.69MPa下加压30min过滤得到的液体体积。
密度的测定方法：取一定体积v的回注浆，并称量得到其质量值m，密度ρ＝m/v。
油基钻井混合物：来源：南海西部涠洲油田，其中，油基钻井液：54.6wt％零号柴油+23.4wt％水II+4wt％有机土+2.5wt％磺化沥青+2.5wt％氧化沥青+8wt％石灰+2wt％油酸+2wt％环烷酸酰胺+1wt％氯化钠。
增粘剂：
高粘聚阴离子纤维素：牌号CAS-9004-32-4，粘度为1600mPa·s，购自任丘市亿邦环保科技有限公司。
瓜尔胶：牌号HX，购自河北海西化工有限公司。
黄原胶：牌号CAS-11138-66-2，购自浙江庆辉生物科技有限公司。
降失水剂：
低粘聚阴离子纤维素：牌号CAS-902124，粘度为80mPa·s，购自任丘市亿邦环保科技有限公司。
消泡剂：有机硅聚醚接枝共聚消泡剂，牌号BK-Y075，购自广州市多美多新材料有限公司。
水I和水II均为淡水。
本发明中，在没有特殊说明的情况下，消泡剂均为有机硅聚醚接枝共聚物消泡剂。
实施例1
本实施例用于说明本发明所述的油基钻井混合物回注浆组合物按照表1中的配方和工艺参数，并按如下所述的方法制备油基钻井混合物回注浆。
所述油基钻井混合物回注浆的制备方法包括以下步骤：
(1)室温下，将油基钻井混合物与水在高脚烧杯中以1000rpm的转速搅拌10min，得到第一混合物；
(2)室温下，将所述第一混合物与增粘剂、降失水剂、消泡剂以1000rpm的转速搅拌15min后，将混合物置于磨粉机中，研磨10min以得到油基钻井混合物回注浆。
实施例2-13
在没有特别说明的情况下，实施例2-实施例13采用与实施例1相同的流程进行，不同的是：
不同油基钻井混合物含量以及要求实现的悬浮稳定时间要求不同，进而所采用的组合物中各组分的种类和用量不同，具体参见表1中。
表1
测试例1
将上述实施例制备得到的油基钻井混合物回注浆分别进行密度、表观粘度、塑性粘度、动切力、沉降密度差以及API滤失量的测定，结果见表2。
表2
通过表2的结果可以看出，采用本发明提供的油基钻井混合物回注浆能够实现悬浮稳定时间可控、且具有添加剂量少，符合低成本和绿色环保的要求。同时，本发明提供的油基钻井混合物回注浆的API滤失量均＜10mL，符合油田现场滤失量要求，具有广阔的应用前景。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。
Claims (10)
1.一种油基钻井混合物回注浆组合物，其特征在于，该组合物中含有两者以上混合保存或各自独立保存的以下组分：
油基钻井混合物、增粘剂、降失水剂、消泡剂、水I，所述油基钻井混合物为油基钻井液和岩屑；
所述增粘剂选自瓜尔胶、黄原胶、粘度为≥1600mPa·s的高粘聚阴离子纤维素中的至少一种；
所述降失水剂为粘度为50-100mPa·s的低粘聚阴离子纤维素；
以所述组合物的总重量为基准，所述油基钻井混合物的含量为10-35wt％，所述增粘剂的含量为0.1-0.7wt％，所述降失水剂的含量为0.3-0.4wt％，所述消泡剂的含量为0.2-0.3wt％，所述水I的含量为60-85wt％。
2.根据权利要求1所述的组合物，其中，所述油基钻井液中含有以下组分：
油、水II、降滤失剂、乳化剂、氯化物抑制剂、pH调节剂、润湿剂，
在所述油基钻井液中，相对于100重量份的油，所述水II的含量为15-30重量份；
以所述油基钻井液的总质量为基准，所述油和所述水II的总含量为55-80wt％，所述降滤失剂的含量为2-9wt％，所述乳化剂的含量为3-9wt％，所述氯化物抑制剂的含量为1-15wt％，所述pH调节剂的含量为5-10wt％，所述润湿剂的含量为0-10wt％。
3.根据权利要求1或2所述的组合物，其中，所述消泡剂选自亲油型消泡剂、油水两亲型消泡剂中的至少一种；
优选地，所述水I和所述水II各自独立地选自淡水、海水中的至少一种。
4.根据权利要求2或3所述的组合物，其中，所述油选自柴油、白油中的至少一种；
优选地，所述降滤失剂选自有机土、氧化沥青、磺化沥青中的至少一种。
5.根据权利要求2-4中任意一项所述的组合物，其中，所述乳化剂选自环烷酸钙、烷基苯磺酸钙、腐殖酸酰胺、油酸、环烷酸酰胺中的至少一种；
优选地，所述氯化物抑制剂选自氯化钙、氯化钠中的至少一种；
优选地，所述pH调节剂为石灰。
6.一种制备油基钻井混合物回注浆的方法，其特征在于，该方法包括，将权利要求1-5中任意一项所述的油基钻井混合物回注浆组合物中的各组分进行混合；将各组分进行混合的步骤包括：
(1)将油基钻井混合物与水进行第一混合，得到第一混合物；
(2)将所述第一混合物与组分A进行第二混合，得到所述油基钻井混合物回注浆；所述组分A中含有增粘剂、降失水剂、消泡剂；
其中，所述油基钻井混合物回注浆中的固相颗粒的平均粒径＜300μm。
7.根据权利要求6所述的方法，其中，在步骤(1)中，所述第一混合的条件至少满足：在搅拌下进行，且搅拌的转速为900-1100rpm，时间为10-15min，温度为20-40℃。
8.根据权利要求6或7所述的方法，其中，在步骤(2)中，所述第二混合的条件至少满足：在搅拌下进行，且搅拌的转速为1000-1200rpm，时间为15-20min，温度为20-40℃。
9.由权利要求6-8中任意一项所述的方法制备得到的油基钻井混合物回注浆；
优选地，所述油基钻井混合物回注浆的密度为1.01-1.28g/cm3，表观粘度为23.5-129.0mPa.s，塑性粘度为18-66mPa.s，动切力为6.0-64.4Pa，沉降密度差为0.03-0.23g/cm3。
10.权利要求9所述的油基钻井混合物回注浆在油气田钻井岩屑回注中的应用。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111054371.4A CN113653452B (zh) | 2021-09-09 | 2021-09-09 | 油基钻井混合物回注浆组合物、油基钻井混合物回注浆及其制备方法和应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111054371.4A CN113653452B (zh) | 2021-09-09 | 2021-09-09 | 油基钻井混合物回注浆组合物、油基钻井混合物回注浆及其制备方法和应用 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113653452A true CN113653452A (zh) | 2021-11-16 |
| CN113653452B CN113653452B (zh) | 2022-10-25 |
Family
ID=78482980
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202111054371.4A Active CN113653452B (zh) | 2021-09-09 | 2021-09-09 | 油基钻井混合物回注浆组合物、油基钻井混合物回注浆及其制备方法和应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113653452B (zh) |
Citations (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1992014031A1 (en) * | 1991-01-30 | 1992-08-20 | Atlantic Richfield Company | Well cleanout using caustic alkyl polyglycoside compositions |
| WO1998020233A2 (en) * | 1996-11-07 | 1998-05-14 | Baker Hughes Limited | Fluid separation and reinjection systems for oil wells |
| 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 |
| CN103834376A (zh) * | 2014-02-24 | 2014-06-04 | 中国石油大学(华东) | 用油田回注水配制的自生气泡沫冻胶调剖剂及其制备方法与应用 |
| CN104293332A (zh) * | 2014-09-11 | 2015-01-21 | 长江大学 | 非常规水平井多段钻塞用钻塞液 |
| WO2015158020A1 (zh) * | 2014-04-16 | 2015-10-22 | 杰瑞能源服务有限公司 | 一种钻井废弃物的回注系统及回注方法 |
| CN105735920A (zh) * | 2014-12-12 | 2016-07-06 | 中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院 | 一种油基钻井液钻屑随钻处理的方法 |
| CN105888613A (zh) * | 2014-12-23 | 2016-08-24 | 桂淑华 | 钻屑深井注入工艺 |
| CN110846005A (zh) * | 2019-12-04 | 2020-02-28 | 四川西南油大石油工程有限公司 | 一种高含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法 |
| CN110903812A (zh) * | 2019-12-04 | 2020-03-24 | 四川西南油大石油工程有限公司 | 一种不含油或低含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法 |
| CN111448287A (zh) * | 2017-08-15 | 2020-07-24 | 沙特阿拉伯石油公司 | 用于油基钻井液的层状双氢氧化物 |
| CN211500565U (zh) * | 2020-01-07 | 2020-09-15 | 西南石油大学 | 一种海上油田水基钻井液循环处理系统 |
| CN111848016A (zh) * | 2020-07-23 | 2020-10-30 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种油基钻屑表层固井水泥浆及其制备方法 |
| CN112008826A (zh) * | 2020-08-31 | 2020-12-01 | 杨明儒 | 钻井固废料处理方法 |
| CN112029484A (zh) * | 2020-09-01 | 2020-12-04 | 武汉思越化学技术有限公司 | 一种钻井液用流型调节剂 |
| WO2020251772A1 (en) * | 2019-06-11 | 2020-12-17 | Ecolab Usa Inc. | Corrosion inhibitor formulation for geothermal reinjection well |
| CN214145422U (zh) * | 2021-01-19 | 2021-09-07 | 洲际海峡环保工程(成都)有限公司 | 一种油基岩屑地质封存处理装置 |
-
2021
- 2021-09-09 CN CN202111054371.4A patent/CN113653452B/zh active Active
Patent Citations (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1992014031A1 (en) * | 1991-01-30 | 1992-08-20 | Atlantic Richfield Company | Well cleanout using caustic alkyl polyglycoside compositions |
| WO1998020233A2 (en) * | 1996-11-07 | 1998-05-14 | Baker Hughes Limited | Fluid separation and reinjection systems for oil wells |
| 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 |
| CN103834376A (zh) * | 2014-02-24 | 2014-06-04 | 中国石油大学(华东) | 用油田回注水配制的自生气泡沫冻胶调剖剂及其制备方法与应用 |
| WO2015158020A1 (zh) * | 2014-04-16 | 2015-10-22 | 杰瑞能源服务有限公司 | 一种钻井废弃物的回注系统及回注方法 |
| CN104293332A (zh) * | 2014-09-11 | 2015-01-21 | 长江大学 | 非常规水平井多段钻塞用钻塞液 |
| CN105735920A (zh) * | 2014-12-12 | 2016-07-06 | 中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院 | 一种油基钻井液钻屑随钻处理的方法 |
| CN105888613A (zh) * | 2014-12-23 | 2016-08-24 | 桂淑华 | 钻屑深井注入工艺 |
| CN111448287A (zh) * | 2017-08-15 | 2020-07-24 | 沙特阿拉伯石油公司 | 用于油基钻井液的层状双氢氧化物 |
| WO2020251772A1 (en) * | 2019-06-11 | 2020-12-17 | Ecolab Usa Inc. | Corrosion inhibitor formulation for geothermal reinjection well |
| CN110846005A (zh) * | 2019-12-04 | 2020-02-28 | 四川西南油大石油工程有限公司 | 一种高含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法 |
| CN110903812A (zh) * | 2019-12-04 | 2020-03-24 | 四川西南油大石油工程有限公司 | 一种不含油或低含油岩屑利用枯竭井回注前预处理方法 |
| CN211500565U (zh) * | 2020-01-07 | 2020-09-15 | 西南石油大学 | 一种海上油田水基钻井液循环处理系统 |
| CN111848016A (zh) * | 2020-07-23 | 2020-10-30 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种油基钻屑表层固井水泥浆及其制备方法 |
| CN112008826A (zh) * | 2020-08-31 | 2020-12-01 | 杨明儒 | 钻井固废料处理方法 |
| CN112029484A (zh) * | 2020-09-01 | 2020-12-04 | 武汉思越化学技术有限公司 | 一种钻井液用流型调节剂 |
| CN214145422U (zh) * | 2021-01-19 | 2021-09-07 | 洲际海峡环保工程(成都)有限公司 | 一种油基岩屑地质封存处理装置 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 李斌: "岩屑回注技术及其在我国海洋油气田应用前景展望", 《海洋工程装备与技术》 * |
| 牟绍艳: "纳米材料和技术在石油勘探开发领域的应用研究进展", 《油田化学》 * |
| 鄢捷年: "《钻井液工艺原理》", 31 March 2014, 东营：中国石油大学出版社 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113653452B (zh) | 2022-10-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6284714B1 (en) | Pumpable multiple phase compositions for controlled release applications downhole | |
| CN103045210B (zh) | 一种高效封堵油基钻井液及其制备方法 | |
| AU726193B2 (en) | Well servicing fluid for trenchless directional drilling | |
| US4173999A (en) | Technique for controlling lost circulation employing improved soft plug | |
| CA2583484C (en) | Drilling fluid and method for reducing lost circulation | |
| NO341021B1 (no) | Fremgangsmåte og anvendelse av en sammensetning for å kontrollere trykket i et foringsrørringrom i en undergrunnsbrønn | |
| GB2277759A (en) | Additives for water-based drilling fluid | |
| CA2924404A1 (en) | Additives for controlling lost circulation and methods of making and using same | |
| EA009110B1 (ru) | Добавка для увеличения плотности текучей среды для регулирования давления в затрубном пространстве | |
| EP2473579A1 (en) | Improved suspension characteristics in invert emulsions | |
| CN105985758B (zh) | 一种封堵剂、含有该封堵剂的钻井液及其制备方法和应用 | |
| MX2015002227A (es) | Concentrados de polimeros solubilizados, metodos de preparacion de los mismos, y fluidos de mantenimiento y de perforacion de pozos que contienen los mismos. | |
| AU2016200500A1 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
| CN104650833A (zh) | 一种水包油乳化钻井液及其制备方法 | |
| WO2018125260A1 (en) | Breaker system for emulsified fluid system | |
| CN113653452B (zh) | 油基钻井混合物回注浆组合物、油基钻井混合物回注浆及其制备方法和应用 | |
| CN111748328A (zh) | 超高温长效稳定型油基完井液及其制备方法 | |
| EA010638B1 (ru) | Буровые растворы на водной основе с применением латексных добавок | |
| US3865190A (en) | Hydraulic fracturing method | |
| US11898086B2 (en) | Cationic and anionic shale inhibitors and clay stabilizers | |
| CN110819319A (zh) | 一种钻井液体系及制备方法 | |
| US20200063023A1 (en) | Proppant stabilized water in oil emulsions for subterranean applications | |
| US8596346B2 (en) | Coal fines flocculation from produced water using oil-soluble phosphate ester | |
| US11060010B2 (en) | Emulsified fluid system for fracturing application | |
| CN110713822A (zh) | 一种高温高密度油基钻井液 |
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 |