CN114656943B - 一种防漏堵漏水基钻井液组合物及其制备方法和应用 - Google Patents
一种防漏堵漏水基钻井液组合物及其制备方法和应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114656943B CN114656943B CN202210173339.6A CN202210173339A CN114656943B CN 114656943 B CN114656943 B CN 114656943B CN 202210173339 A CN202210173339 A CN 202210173339A CN 114656943 B CN114656943 B CN 114656943B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- drilling fluid
- water
- calcium carbonate
- agent
- weight
- 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.)
- Active
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 158
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 111
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 99
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 27
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 123
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical class [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 93
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 23
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 22
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 17
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims abstract description 16
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000004205 dimethyl polysiloxane Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 claims abstract description 8
- -1 polydimethylsiloxane Polymers 0.000 claims abstract description 8
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims abstract description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 125000005313 fatty acid group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 62
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 32
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N Calcium oxide Chemical compound [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 18
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical group [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 16
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims description 13
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 13
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 13
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 238000003763 carbonization Methods 0.000 claims description 13
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 12
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 12
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 claims description 11
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 claims description 11
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 claims description 11
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims description 11
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 10
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 9
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 8
- 206010040844 Skin exfoliation Diseases 0.000 claims description 5
- 239000003077 lignite Substances 0.000 claims description 5
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 5
- 230000029087 digestion Effects 0.000 claims description 4
- 239000004579 marble Substances 0.000 claims description 4
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 3
- WBYWAXJHAXSJNI-VOTSOKGWSA-M .beta-Phenylacrylic acid Natural products [O-]C(=O)\C=C\C1=CC=CC=C1 WBYWAXJHAXSJNI-VOTSOKGWSA-M 0.000 claims description 2
- WBYWAXJHAXSJNI-SREVYHEPSA-N Cinnamic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C1=CC=CC=C1 WBYWAXJHAXSJNI-SREVYHEPSA-N 0.000 claims description 2
- 235000021355 Stearic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 238000010000 carbonizing Methods 0.000 claims description 2
- 229930016911 cinnamic acid Natural products 0.000 claims description 2
- 235000013985 cinnamic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- WBYWAXJHAXSJNI-UHFFFAOYSA-N methyl p-hydroxycinnamate Natural products OC(=O)C=CC1=CC=CC=C1 WBYWAXJHAXSJNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims description 2
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Natural products CCCCCCCC(C)CCCCCCCCC(O)=O OQCDKBAXFALNLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000021313 oleic acid Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000008117 stearic acid Substances 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 abstract description 14
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 abstract description 11
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 8
- 239000004576 sand Substances 0.000 abstract description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 47
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 30
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 23
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 20
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical group [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 description 11
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000000047 product Substances 0.000 description 10
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 description 9
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 7
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 6
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 5
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 4
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical group O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 3
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000011085 pressure filtration Methods 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 3
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 3
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 239000008213 purified water Substances 0.000 description 2
- 238000009991 scouring Methods 0.000 description 2
- 238000006277 sulfonation reaction Methods 0.000 description 2
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YZAZXIUFBCPZGB-QZOPMXJLSA-N (z)-octadec-9-enoic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O.CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O YZAZXIUFBCPZGB-QZOPMXJLSA-N 0.000 description 1
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 238000001354 calcination Methods 0.000 description 1
- 238000003889 chemical engineering Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000000887 hydrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000005661 hydrophobic surface Effects 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 1
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000005272 metallurgy Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 235000021315 omega 9 monounsaturated fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 235000011837 pasties Nutrition 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 1
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- HIFJUMGIHIZEPX-UHFFFAOYSA-N sulfuric acid;sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O.OS(O)(=O)=O HIFJUMGIHIZEPX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/426—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for plugging
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09C—TREATMENT OF INORGANIC MATERIALS, OTHER THAN FIBROUS FILLERS, TO ENHANCE THEIR PIGMENTING OR FILLING PROPERTIES ; PREPARATION OF CARBON BLACK ; PREPARATION OF INORGANIC MATERIALS WHICH ARE NO SINGLE CHEMICAL COMPOUNDS AND WHICH ARE MAINLY USED AS PIGMENTS OR FILLERS
- C09C1/00—Treatment of specific inorganic materials other than fibrous fillers; Preparation of carbon black
- C09C1/02—Compounds of alkaline earth metals or magnesium
- C09C1/021—Calcium carbonates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/16—Clay-containing compositions characterised by the inorganic compounds other than clay
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
- C09K8/24—Polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/5086—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Compounds Of Alkaline-Earth Elements, Aluminum Or Rare-Earth Metals (AREA)
Abstract
本发明涉及油气井工程钻井液领域,公开了一种防漏堵漏水基钻井液组合物及其制备方法和应用。改性碳酸钙防漏堵漏剂的制备方法包括:(1)将提纯碳酸钙与改性剂接触,形成分散液;(2)将所述分散液与活化剂接触进行表面改性处理,并将得到的混合物进行固液分离、干燥和超声剥离处理,得到改性碳酸钙防漏堵漏剂;其中,所述改性剂为聚二甲基硅氧烷,所述活化剂为脂肪酸。该水基钻井液能够对砂泥岩裂缝发育地层实现有效封堵。
Description
技术领域
本发明涉及油气井工程钻井液领域,具体涉及一种防漏堵漏水基钻井液组合物及其制备方法和应用。
背景技术
长期以来,井漏问题一直是油田油气井钻井过程中十分棘手的技术难题,已经严重制约油田勘探开发进程,井漏处理不当会导致井壁坍塌、卡钻、溢流和井喷事故,导致报废一口井、造成环境污染,严重时会危及人身安全并造成巨大的经济损失和相当恶劣的社会影响。
泥砂岩水敏性强,裂缝发育,缝间无充填物、裂缝纵横交错,大大弱化岩体力学强度,加之钻井施工过程中钻头以及其他钻具带来的机械碰撞、摩擦震动,钻井液高流速的冲刷极易引发井漏。而且在常规过平衡钻井过程中,闭合缝转为张开缝,井筒钻井液在压力梯度作用下沿微裂缝及孔洞向地层渗流,缝间摩擦力下降以及缝间充填物溶解致强度降低,地层孔隙压力增加,进而导致地层坍塌压力增加,加速钻井液漏失。
在泥砂岩中,钻井液中的堵漏颗粒对地层裂缝不能有效的封堵是引起井漏的重要原因之一。
因此,调整钻井液性能,控制好钻井液中固相颗粒,合理利用防漏堵漏材料封堵易漏地层中的裂缝孔隙,开发适用于地砂岩地层钻进的防漏堵漏钻井液,对提高钻进效果,快速安全建井至关重要。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有技术存在的钻井液中的堵漏颗粒对地层裂缝不能有效的封堵进而引起井漏的缺陷问题,提供一种防漏堵漏水基钻井液组合物及其制备方法和应用,该水基钻井液能够对砂泥岩裂缝发育地层实现有效封堵。
为了实现上述目的,本发明第一方面提供了一种改性碳酸钙防漏堵漏剂的制备方法,其中,所述的制备方法包括:
(1)将提纯碳酸钙与改性剂接触,形成分散液;
(2)将所述分散液与活化剂接触进行表面改性处理,并将得到混合物进行固液分离、干燥和超声剥离处理,得到改性碳酸钙防漏堵漏剂;
其中,所述改性剂为聚二甲基硅氧烷,所述活化剂为脂肪酸。
本发明第二方面提供了一种由前述所述的制备方法制备得到的改性碳酸钙防漏堵漏剂。
本发明第三方面提供了一种防漏堵漏水基钻井液组合物,其中,所述水基钻井液组合物含有前述所述的改性碳酸钙防漏堵漏剂、随钻堵漏剂和加重剂,其中,所述随钻堵漏剂的粒径分布为10-120目,所述加重剂的粒径分布为200-400目。
本发明第四方面提供了一种前述所述的防漏堵漏水基钻井液组合物在钻探泥砂岩裂缝发育地层中的应用。
通过上述技术方案,本发明提供的砂泥岩地层用防漏堵漏水基钻井液与现有复漏钻井液体系相比有以下优点:
(1)该钻井液体系中改性碳酸钙防漏堵漏剂封堵材料粒径极小,分散性好,且经过表面疏水改性,可良好抑制泥砂岩水化问题,防止因钻井液中自由水导致黏土矿物吸水,强度变差的现象发生。
(2)多种粒径尺寸不同的堵漏粒子协同作用,架桥填充封堵砂泥岩裂缝,形成极地渗透率的紧密封堵层,漏失量和失水量降低。
(3)所选用的堵漏材料为强度较高的刚性颗粒比片状材料、长条状材料更容易进入裂缝且不被压碎,可在漏失裂缝处相互挤压,增强裂缝的延伸应力与闭合应力,提高了泥砂岩地层的承压能力。
(4)本发明的水基钻井液能够有效降低泥砂岩水化现象和井漏情况的发生,有效地防止钻井液漏失或因漏失引起的一系列井下复杂井事故的发生。同时,本发明钻井液具有较好的流变性和携岩能力,泥饼质量优异。通过随钻封堵实现防漏堵漏的目的,也可以防止井壁掉块等情况的发生。对减少井漏处理时间,保持地层稳定,提高钻井效率有一定积极意义。
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公开。
本发明第一方面提供了一种改性碳酸钙防漏堵漏剂的制备方法,其中,所述的制备方法包括:
(1)将提纯碳酸钙与改性剂接触,形成分散液;
(2)将所述分散液与活化剂接触进行表面改性处理,并将得到混合物进行固液分离、干燥和超声剥离处理,得到改性碳酸钙防漏堵漏剂;
其中,所述改性剂为聚二甲基硅氧烷,所述活化剂为脂肪酸。
本发明的发明人发现:采用本发明的方法对提纯碳酸钙进行表面改性处理,得到的改性碳酸钙防漏堵漏剂的粒径分布为500-15000目,具有粒径极小,分散性好、疏水性好的特点。
当钻遇泥砂岩裂缝发育地层时,对于开度小于2000μm的天然致漏裂缝,本发明钻井液可进行随钻堵漏作业。在本发明中,可通过随钻的方式利用粒径分布为30-120目的随钻堵漏剂在漏失层架桥封堵,钻井液中粒径分布为200-400目的加重剂重晶石等其他固相填充架桥孔缝减小裂缝宽度,随后粒径较小的改性碳酸钙粉末继续封堵直至将漏失通道堵死,阻止钻井液漏失;堵漏材料各颗粒之间粒径级配,能够在应力笼作用下增加漏失裂缝的延伸应力和闭合应力,加强井筒井周应力和地层承压能力,进一步阻止钻井液漏失。
对于宽度<100μm的非致漏裂缝,它们虽然在钻进过程中不会直接引发漏失,但随着进尺越来越深,钻井液密度的不断提高,在液柱压力等机械外力的作用下非致漏裂缝很可能会开启、扩大导致漏失,因此防漏堵漏的关键在于钻井液中必须要引入一定尺寸合适、强度较高、级配合理封堵粒子来防止泥砂岩地层发生井漏。本发明的钻井液能够对砂泥岩裂缝发育地层实现有效封堵,阻断钻井液漏失通道,在地层裂缝中形成致密封堵层,防止液相进入地层发生水力尖劈作用使裂缝开启和扩大。
根据本发明,在步骤(1)中,所述改性剂为聚二甲基硅氧烷;优选地,相对于100mL的所述改性剂,所述提纯碳酸钙的用量为5-10g,优选为6-8g。在本发明中,选择前述所特定的溶剂,能够对碳酸钙表面修饰进行改性。
根据本发明,在步骤(2)中,相对于100mL的所述改性剂,所述活化剂的用量为5-20g,优选为10-20g;在发明中,优选情况下,所述活化剂选用油酸是由于油酸的分子可与碳酸钙分子之间进行化学结合,能够形成单分子活性层,在碳酸钙表面形成一层膜,使其颗粒间距离增大,可防止碳酸钙粒子团聚结块,提高分散程度,从而改善了碳酸钙在油性基质中的分散性能。
在本发明中,所述活化剂选自硬脂酸、油酸和肉桂酸中的一种或多种,优选为油酸。其中,油酸是脂肪酸的一种,油酸(Oleic acid),化学式为C18H34O2,是一种单不饱和Omega-9脂肪酸。
根据本发明,所述表面改性处理的条件包括:温度为50-180℃,时间为2-6h;优选地,温度为80-120℃,时间为3-5h。优选地,在搅拌速率为500-900r/min条件下进行。在本发明中,如果温度过低,则会改性效果不好;如果温度过高,则油酸受高温影响氧化速度较快,影响改性效果。
根据本发明,所述固液分离的方式为清洗过滤。可以采用纯净水、自来水或去离子水进行清洗。
根据本发明,所述干燥的条件包括:温度为60-100℃,时间2-10h;优选地,温度为80-90℃,时间为3-8h。
根据本发明,所述超声剥离处理的条件包括:超声频率3-4MHz,时间50-70min;优选地,超声频率3.5-4MHz,时间50-60min。
根据本发明,所述的制备方法还包括:在步骤(1)之前进行提纯处理,其中,所述提纯处理的条件包括:将热水与生石灰接触进行消化处理,得到乳液;再将所述乳液进行碳化和烘干处理,得到提纯碳酸钙。
根据本发明,所述热水的温度为80-90℃。
根据本发明,所述消化处理的条件没有具体限定,采用热水与生石灰接触进行消化处理完成即可。
根据本发明,所述乳液的浓度为10-20%。
根据本发明,所述碳化处理的条件包括:温度为600-1200℃,优选为800-1000℃,所述碳化至悬浮液的pH为中性,即,pH为7时终止所述碳化。另外,在本发明中,所述碳化可以在碳化塔中通二氧化碳进行碳化。
根据本发明,所述烘干的条件没有具体限定,只要能够烘干即可。优选情况下,所述烘干的条件包括:温度为80-90℃,时间为3-5h。
根据本发明,生石灰又称烧石灰,主要成分为氧化钙(CaO),通常制法为将主要成分为碳酸钙的天然岩石,在高温下煅烧,即可分解生成二氧化碳以及氧化钙。
根据本发明,采用前述方法改性得到的所述改性碳酸钙防漏堵漏剂具有优良的分散性,粒子表面疏水,能够有效避免粒子之间团聚,同时在封堵地层裂缝时疏水表面也可以防止泥砂岩遇水水化,防止钻井液漏失情况。
本发明第二方面提供了一种由前述所述的制备方法制备得到的改性碳酸钙防漏堵漏剂。
根据本发明,所述改性碳酸钙防漏堵漏剂的粒径分布为500-15000目,优选为600-10000目,更优选为1000-6000目,更进一步优选为1500-5500目。
本发明第三方面提供了一种防漏堵漏水基钻井液组合物,其中,所述水基钻井液组合物含有前述所述的改性碳酸钙防漏堵漏剂、随钻堵漏剂和加重剂,其中,所述随钻堵漏剂的粒径分布为30-120目,所述加重剂的粒径分布为200-400目。
根据本发明,优选情况下,所述随钻堵漏剂的粒径分布为30-110目,所述加重剂的粒径分布为200-350目;更优选情况下,所述随钻堵漏剂的粒径分布为30-100目,所述加重剂的粒径分布为300-330目。
根据本发明,相对于100重量份的水,所述改性碳酸钙防漏封堵剂的含量为1-8重量份,所述随钻堵漏剂的含量为1-8重量份,所述加重剂的含量为80-300重量份,优选情况下,所述改性碳酸钙防漏封堵剂的含量为2-6重量份,所述随钻堵漏剂的含量为2-6重量份,所述加重剂的含量为100-200重量份。
根据本发明,所述随钻堵漏剂为大理石颗粒XNDL系列,大理石颗粒XNDL系列是按粒径要求研磨而成的碳酸钙颗粒,比重(比重量纲为“1”,即没有单位)2.7-2.8,外观为白色粉末或颗粒,起到桥接堵漏的作用,是一种较为理想的堵漏材料,它的抗压强度高,加工简单,其本身是一种惰性物质,加入后不会对钻井液性能造成较大影响。优选地,所述随钻堵漏剂选自XNDL-B、XNDL-C和XNDL-D中的一种或多种。其中,XNDL-B、XNDL-C和XNDL-D的粒径分布范围分别为30-50目、50-80和80-120目。酸溶率≥92%。
根据本发明,所述加重剂为重晶石,即,超细硫酸钡。
根据本发明,所述防漏堵漏水基钻井液组合物还含有膨润土、碱度调节剂、抑制剂、降滤失剂和防塌剂中的一种或多种;优选地,所述水基钻井液还含有膨润土、碱度调节剂、抑制剂、降滤失剂和防塌剂。
根据本发明,相对于100重量份的水,所述膨润土的含量为3-6重量份,所述碱度调节剂的含量为0.1-1重量份,所述抑制剂的含量为0.2-2重量份,所述降滤失剂的含量为2-6重量份,所述防塌剂的含量为2-6重量份;优选地,相对于100重量份的水,所述膨润土的含量为2-4重量份,所述碱度调节剂的含量为0.1-0.8重量份,所述抑制剂的含量为0.5-0.8重量份,所述降滤失剂的含量为3-4重量份,所述防塌剂的含量为3-4重量份。
根据本发明,所述膨润土为钻井液用蒙脱石膨润土,主要是以蒙脱石为主要矿物成分的非金属矿产,蒙脱石结构是由两个硅氧四面体夹一层铝氧八面体组成的2:1型晶体结构。钻井液用蒙脱石膨润土的作用主要为水基钻井液中形成泥饼,降低滤失量,悬浮钻屑和重晶石。
根据本发明,所述碱度调节剂为氢氧化钾。
根据本发明,所述抑制剂为水解聚丙烯酰胺POLYCAP,是一种线型高分子聚合物,化学式为(C3H5NO)n。在常温下为坚硬的玻璃态固体,产品有胶液、胶乳和白色粉粒、半透明珠粒和薄片等。热稳定性良好。能以任意比例溶于水,水溶液为均匀透明的液体。用于稳定水敏性地层,抑制砂泥岩水化分散,防止泥包。水解聚丙烯酰胺POLYCAP抑制剂是一种大分子的水解聚丙烯酰胺(PHPA)液相产品,用来包裹钻屑,稳定地层,同时还起着增粘、絮凝、减少钻头泥包、降滤失的作用。POLYCAP可以快速吸附亲水型固相而形成一层保护膜,这种膜具有润滑和降滤失的功能。POLYCAP在软的分散性地层和硬脆性地层均适用,这种产品可用于淡水、海水和一价盐水体系中,适用的pH范围为8.5-10.5。
根据本发明,所述降滤失剂为褐煤树脂SPNH,是褐煤中的部分官能团与酚醛树脂通过缩合反应所制得的产品。在缩合反应过程中,为了提高钻井液的抗盐、抗钙和抗温能力,还使用了一些聚合物单体或无机盐进行接枝和交联。SPNH主要功能是降低失水,让体系保持良好的流变性能,耐盐至70000ppm,抗钙能力至3000ppm,另外褐煤树脂SPNH不增粘,抗高温高压滤失效果明显,而且还起到稳定井壁,降低钻井液对井壁的冲刷的功能。
根据本发明,所述防塌剂为磺化沥青FT-1。它是用常规沥青用发烟硫酸或三氧化硫进行磺化后制得的产品,沥青经过磺化,引入了水化性能很强的磺酸基,使之从不溶于水变为可溶于水。磺化时应控制产品中含有的水溶性物质约占70%(质量分数),既溶于水又溶于油的部分约占30%(质量分数)。磺化沥青为黑褐色膏状胶体或粉剂,软化点高于80℃,密度约为1g/cm3。当磺化沥青吸附在砂泥岩晶层断面上时,可阻止矿物颗粒的水化分散,防止井壁坍塌;同时,不溶于水的部分又能起到填充孔吼和裂缝的封堵作用,改善泥饼质量。磺化沥青还可以在钻井液中其润滑和降低高温高压滤失量的作用。
根据本发明的一种优选的实施方式,一种防漏堵漏水基钻井液组合物的制备方法包括:
(S1)将50-80℃以上的纯净水或自来水中加入所需量的膨润土得到混合液1;
(S2)将步骤(S1)得到的混合液1中加入所需量的碱度调节剂搅拌,调整体系pH值至9-10,预水化16-24h得到混合液2;
(S3)在600-1200r/min搅拌状态下将步骤(S2)得到的混合液2中依次加入所需量的抑制剂、降滤失剂、改性碳酸钙防漏封堵剂、防塌剂、随钻堵漏剂加重剂混合均匀后得到防漏堵漏水基钻井液。
本发明第四方面提供了一种前述所述的防漏堵漏水基钻井液组合物在钻探泥砂岩裂缝发育地层中的应用。
根据本发明,钻探泥砂岩裂缝发育地层为承压能力较低,裂缝发育且开度≤2mm的泥砂岩地层。
以下将通过实施例对本发明进行详细描述。
以下实施例和对比例中:
电子天平,精度0.0001g,购自上海天平仪器厂;
膨润土购自河北石家庄灵寿县振海矿产品加工厂,货号14;
碱性调节剂氢氧化钾购自成都科龙化学试剂厂,名称KOH;
降滤失剂褐煤树脂购自河南濮阳台前县恒大化工有限公司,型号SPNH;
抑制剂水解聚丙烯酰胺购自沙克(天津)石油技术服务有限公司,名称POLYCAP;
随钻堵漏剂XNDL系列购自成都石大金牛科技有限公司,型号XNDL;
防塌剂磺化沥青购自天津市诚利化工有限责任公司,型号FT-1;
油酸购自济南盈鑫化工有限公司,货号20211025;
生石灰购自太仓市东方冶金石灰制品厂,名称氧化钙;
加重剂重晶石购自上海阿拉丁生化科技股份有限公司,名称超细硫酸钡。
制备例1
本制备例在于说明本发明的改性碳酸钙防漏堵漏剂的制备。
(1)采用60℃的热水对生石灰进行消化,制成浓度为20%的乳液,进入碳化塔,通二氧化碳在温度为900℃条件下进行碳化,当碳化时悬浮液的pH值等于7时为反应终点,在温度为80℃高温下烘干3h后得到细微的提纯碳酸钙颗粒;
(2)取10g提纯碳酸钙颗粒分散在100mL聚二甲基硅氧烷中,形成分散液;
(3)在80℃条件下,在所述分散液中引入20g油酸搅拌,搅拌速率为600r/min,反应时间4h,将所得混合物清洗分离,分离出的改性碳酸钙放置于鼓风烘箱中,在温度80℃的条件下烘干8h;将所得固体进行超声剥离,超声频率为3.5MHz,时间60min。
结果制备得到的改性碳酸钙防漏封堵剂为白色粉末,不溶于水,粒径分布为600-10000目。
制备例2
本制备例在于说明本发明的改性碳酸钙防漏堵漏剂的制备。
(1)采用60℃的热水对生石灰进行消化,制成浓度为15%的乳液,进入碳化塔,通二氧化碳在温度为900℃条件下进行碳化,当碳化时悬浮液的pH值等于7时为反应终点,在温度为80℃高温下烘干4h后得到细微的提纯碳酸钙颗粒;
(2)取7.5g提纯碳酸钙颗粒分散在100mL聚二甲基硅氧烷中,形成分散液;
(3)在80℃条件下,在所述分散液中引入15g油酸搅拌,搅拌速率为600r/min,反应时间4h,将所得混合物清洗分离,分离出的改性碳酸钙放置于鼓风烘箱中,在温度80℃的条件下烘干8h;将所得固体进行超声剥离,超声频率为3.5MHz,时间60min。
结果制备得到的改性碳酸钙防漏封堵剂为白色粉末,不溶于水,粒径分布为1000-6000目。
制备例3
本制备例在于说明本发明的改性碳酸钙防漏堵漏剂的制备。
(1)采用60℃的热水对生石灰进行消化,制成浓度为10%的乳液,进入碳化塔,通二氧化碳进行碳化,当碳化时悬浮液的pH值等于7时为反应终点,在温度为800℃高温烘干后得到细微的提纯碳酸钙颗粒;
(2)取5g提纯碳酸钙颗粒分散在100mL聚二甲基硅氧烷中,形成分散液;
(3)在80℃条件下,在所述分散液中引入10g油酸搅拌,搅拌速率为600r/min,反应时间4h,将所得混合物清洗分离,分离出的改性碳酸钙放置于鼓风烘箱中,在温度80℃的条件下烘干8h;将所得固体进行超声剥离,超声频率为4MHz,时间70min。
结果制备得到的改性碳酸钙防漏封堵剂为白色粉末,不溶于水,粒径分布为1500-5500目。
实施例1
本实施例在于说明本发明的水基钻井液的制备。
(S1)取100重量份自来水升温至80℃,600r/min电动搅拌下,均匀加入4重量份膨润土至膨润土充分分散无结块,得到混合液1;
(S2)将步骤(S1)得到的混合液1中加入0.2重量份的KOH调节pH至10,搅拌2h,静置24h,得到混合液2;
(S3)在600r/min电动搅拌下,将步骤(S2)得到的混合液2中依次加入0.8重量份抑制剂POLYCAP,加入4重量份降失水剂SPNH搅拌10min,加入4.0重量份防塌剂FT-1搅拌10min,加入3重量份粒径分布为30-120目的随钻堵漏剂XNDL-B、XNDL-C和XNDL-D(其中,XNDL-B、XNDL-C和XNDL-D的用量的重量比为1:1:1)搅拌10min,加入制备例1制备的改性碳酸钙防漏封堵剂4重量份,使用高速搅拌器搅拌10min,转速6000r/min,加入粒径分布为300-330目的加重剂重晶石120重量份搅拌10min即可得所述钻井液。
该水基钻井液的堵漏实验测试结果如表1所示,高温高压(HTHP)滤失量测试结果如表2所示。
实施例2
本实施例在于说明本发明的水基钻井液的制备。
按照与实施例1相同的方法制备水基钻井液,不同之处在于:将“制备例1制备的改性碳酸钙防漏封堵剂”修改为“制备例2制备的改性碳酸钙防漏封堵剂”。
该水基钻井液的堵漏实验测试结果如表1所示,高温高压(HTHP)滤失量测试结果如表2所示。
实施例3
本实施例在于说明本发明的水基钻井液的制备。
按照与实施例1相同的方法制备水基钻井液,不同之处在于:将“制备例1制备的改性碳酸钙防漏封堵剂”修改为“制备例3制备的改性碳酸钙防漏封堵剂”。
该水基钻井液的堵漏实验测试结果如表1所示,高温高压(HTHP)滤失量测试结果如表2所示。
实施例4
本实施例在于说明本发明的水基钻井液的制备。
按照与实施例1相同的方法制备水基钻井液,不同之处在于:在步骤(S3)中,在600r/min电动搅拌下,将步骤(S2)得到的混合液2中依次加入0.8重量份抑制剂POLYCAP,加入4.0重量份降失水剂SPNH搅拌10min,加入4.0重量份防塌剂FT-1搅拌10min,加入2.0重量份粒径分布为30-120目随钻堵漏剂XNDL-B、XNDL-C和XNDL-D(其中,XNDL-B、XNDL-C和XNDL-D的用量的重量比为1:1:1)搅拌10min,加入制备例1制备的改性碳酸钙防漏封堵剂2.0重量份,使用高速搅拌器搅拌10min,转速6000r/min,加入粒径分布为300-330目的加重剂重晶石100重量份搅拌10min即可得所述钻井液。
该水基钻井液的堵漏实验测试结果如表1所示,高温高压(HTHP)滤失量测试结果如表2所示。
实施例5
本实施例在于说明本发明的水基钻井液的制备。
按照与实施例1相同的方法制备水基钻井液,不同之处在于:在步骤(S3)中,在600r/min电动搅拌下,将步骤(S2)得到的混合液2中依次加入0.8重量份抑制剂POLYCAP,加入4.0重量份降失水剂SPNH搅拌10min,加入4.0重量份防塌剂FT-1搅拌10min,加入6.0重量份随粒径分布为30-120目钻堵漏剂XNDL-B、XNDL-C和XNDL-D(其中,XNDL-B、XNDL-C和XNDL-D的用量的重量比为1:1:1)搅拌10min,加入制备例1制备的改性碳酸钙防漏封堵剂6.0重量份,使用高速搅拌器搅拌10min,转速6000r/min,加入加重剂重晶石200重量份搅拌10min即可得所述钻井液。
该水基钻井液的堵漏实验测试结果如表1所示,高温高压(HTHP)滤失量测试结果如表2所示。
实施例6
本实施例在于说明本发明的水基钻井液的制备。
按照与实施例1相同的方法制备水基钻井液,不同之处在于:在600r/min电动搅拌下,将步骤(S2)得到的混合液2中依次加入0.8重量份抑制剂POLYCAP,加入4.0重量份降失水剂SPNH搅拌10min,加入4.0重量份防塌剂FT-1搅拌10min,加入1.0重量份粒径分布为30-120目随钻堵漏剂XNDL-B、XNDL-C和XNDL-D(其中,XNDL-B、XNDL-C和XNDL-D的用量的重量比为1:1:1)搅拌10min,加入制备例1制备的改性碳酸钙防漏封堵剂1.0重量份,使用高速搅拌器搅拌10min,转速6000r/min,加入加重剂重晶石80重量份搅拌10min即可得所述钻井液。
该水基钻井液的堵漏实验测试结果如表1所示,高温高压(HTHP)滤失量测试结果如表2所示。
实施例7
本实施例在于说明本发明的水基钻井液的制备。
按照与实施例1相同的方法制备水基钻井液,不同之处在于:在600r/min电动搅拌下,将步骤(S2)得到的混合液2中依次加入0.8重量份抑制剂POLYCAP,加入4.0重量份降失水剂SPNH搅拌10min,加入4.0重量份防塌剂FT-1搅拌10min,加入8.0重量份粒径分布为30-120目随钻堵漏剂XNDL-B、XNDL-C和XNDL-D(其中,XNDL-B、XNDL-C和XNDL-D的用量的重量比为1:1:1)搅拌10min,加入制备例1制备的改性碳酸钙防漏封堵剂8.0重量份,使用高速搅拌器搅拌10min,转速6000r/min,加入加重剂重晶石240重量份搅拌10min即可得所述钻井液。
该水基钻井液的堵漏实验测试结果如表1所示,高温高压(HTHP)滤失量测试结果如表2所示。
对比例1
按照与实施例1相同的方法制备水基钻井液,不同之处在于:将“制备例1制备的改性碳酸钙防漏封堵剂”修改为“粒径分布为125-187.5目的改性碳酸钙防漏封堵剂”。
该水基钻井液的堵漏实验测试结果如表1所示,高温高压(HTHP)滤失量测试结果如表2所示。
对比例2
按照与实施例1相同的方法制备水基钻井液,不同之处在于:将“制备例1制备的改性碳酸钙防漏封堵剂”修改为“末经改性的碳酸钙防漏封堵剂”。
该水基钻井液的堵漏实验测试结果如表1所示,高温高压(HTHP)滤失量测试结果如表2所示。
对比例3
按照与实施例1相同的方法制备水基钻井液,不同之处在于:将“制备例1制备的改性碳酸钙防漏封堵剂4重量份”修改为“制备例1制备的改性碳酸钙防漏封堵剂0重量份”。
该水基钻井液的堵漏实验测试结果如表1所示,高温高压(HTHP)滤失量测试结果如表2所示。
对比例4
按照与实施例1相同的方法制备水基钻井液,不同之处在于:将“加入3重量份粒径分布为30-120目的随钻堵漏剂,加入制备例1制备的粒径分布为600-10000目的改性碳酸钙防漏封堵剂4重量份,加入粒径分布为300-330目的加重剂重晶石120重量份”修改为“加入3重量份粒径分布为6-10目的随钻堵漏剂XNDL-O”。
该水基钻井液的堵漏实验测试结果如表1所示,高温高压(HTHP)滤失量测试结果如表2所示。
对比例5
按照与实施例1相同的方法制备水基钻井液,不同之处在于:将“加入3重量份粒径分布为30-120目的随钻堵漏剂,加入制备例1制备的粒径分布为600-10000目的改性碳酸钙防漏封堵剂4重量份,加入粒径分布为300-330目的加重剂重晶石120重量份”修改为“粒径分布为100-180目的加重剂重晶石”。
该水基钻井液的堵漏实验测试结果如表1所示,高温高压(HTHP)滤失量测试结果如表2所示。
对比例6
按照与实施例1相同的方法制备水基钻井液,不同之处在于:在步骤(S3)中,在600r/min电动搅拌下,将步骤(S2)得到的混合液2中依次加入0.1重量份抑制剂POLYCAP,加入1.0重量份降失水剂SPNH搅拌10min,加入1.0重量份防塌剂FT-1搅拌10min,加入1.0重量份随钻堵漏剂搅拌10min,加入制备例1制备的改性碳酸钙防漏封堵剂0.5重量份,使用高速搅拌器搅拌10min,转速6000r/min,加入加重剂重晶石50重量份搅拌10min即可得所述钻井液。
该水基钻井液的堵漏实验测试结果如表1所示,高温高压(HTHP)滤失量测试结果如表2所示。
对比例7
按照与实施例1相同的方法制备水基钻井液,不同之处在于:在步骤(S3)中,在600r/min电动搅拌下,将步骤(S2)得到的混合液2中依次加入2.4重量份抑制剂POLYCAP,加入8.0重量份降失水剂SPNH搅拌10min,加入8.0重量份防塌剂FT-1搅拌10min,加入10.0重量份随钻堵漏剂搅拌10min,加入制备例1制备的改性碳酸钙防漏封堵剂10.0重量份,使用高速搅拌器搅拌10min,转速6000r/min,加入加重剂重晶石300重量份搅拌10min即可得所述钻井液。
该水基钻井液的堵漏实验测试结果如表1所示,高温高压(HTHP)滤失量测试结果如表2所示。
测试例1
分别取500mL配制好的实施例1-7和对比例1-7中所制备的钻井液。使用堵漏仪对其进行裂缝封堵测试。其中所使用的仪器为DL堵漏仪,去掉下部的弹子,加上一个不锈钢的圆柱缝板,其中缝板上的裂缝是楔形,用以模拟裂缝。圆柱厚4cm,上面开出一条长2.5cm、宽2.0×1.5mm的楔形缝,模拟泥砂岩裂缝发育地层。将钻井液倒入装置中盖好封盖,然后观察堵漏钻井液的漏失情况。常压下测其漏失量,2min后加压0.5MPa并计时,观察其漏失情况,如果不漏失或滴状滤失2min后再加压0.5MPa,重复以上步骤,直到全漏失加压至3.5MPa或4.5MPa,由此来选择最佳的钻井液配方。
表1
由表1数据可知:
实施例1-7钻井液漏失量介于27-81ml之间,所制备的防漏封堵剂堵漏效果好。
对比例1-7所制备的钻井液漏失量均大于100ml,未能起到很好的堵漏效果。
对比例2中防漏封堵剂未经过改性处理,漏失量116ml,说明制备的防漏封堵剂对钻井液的封堵能力有很大影响。
对比例3中防漏封堵剂的加量为0,漏失量高达500ml,全部漏失,说明钻井液体系中缺少刚性架桥颗粒,无法在裂缝处形成有效封堵层,导致堵漏效果极差。
对比例4-5中随钻堵漏剂的粒径分布为6-10目,重晶石的粒径分布为100-180目。实验结果漏失量增大,说明钻井液体系中随钻堵漏剂的粒径重晶石与直接影响对裂缝的堵漏效果。
对比例6-7中各处理剂的加量不在本发明所要求的范围内,堵漏效果差。
测试例2
分别取适量实施例1-7和对比例1-7中所制备的钻井液。使用高温高压滤失仪测试其高温高压滤失量,并测量泥饼厚度,进而反映钻井液滤失量的大小和封堵能力以及形成泥饼的质量。测试温度为130℃,压差3.5MPa。
表2
编号 | 初失水 | 总失水 | 泥饼厚度 |
实施例1 | 1.8 | 12.4 | 2.2 |
实施例2 | 1.6 | 11.8 | 2.0 |
实施例3 | 1.6 | 10.2 | 1.8 |
实施例4 | 2.0 | 12.6 | 2.3 |
实施例5 | 2.2 | 13.8 | 2.3 |
实施例6 | 2.4 | 14.4 | 2.5 |
实施例7 | 2.4 | 14.8 | 2.5 |
对比例1 | 3.6 | 16.0 | 3.4 |
对比例2 | 2.8 | 15.8 | 3.6 |
对比例3 | 3.0 | 16.6 | 4.2 |
对比例4 | 2.8 | 15.8 | 3.5 |
对比例5 | 3.4 | 18.0 | 4.2 |
对比例6 | 3.4 | 16.8 | 4.2 |
对比例7 | 3.4 | 15.0 | 4.0 |
根据表2数据可知:实施例1-7中钻井液高温高压滤失量总失水量介于10.2-14.8ml之间,泥饼厚度介于1.8-2.5mm之间。为保证钻井液在泥砂岩易漏地层有较好的封堵能力,失水量越低越好,泥饼越薄越好。
对比例1-7中钻井液高温高压滤失量总失水均大于15.0ml,泥饼厚度均大于3.0mm封堵效果不理想。
综上所述,本发明的一种防漏堵漏水基钻井液可适用于泥砂岩裂缝性漏失地层,其具有良好的封堵能力,防止钻井液漏失,提高一次堵漏成功率,减少井漏复杂处理时间。
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 (19)
1.一种改性碳酸钙防漏堵漏剂的制备方法,其特征在于,所述的制备方法包括:
(1)将提纯碳酸钙与改性剂接触,形成分散液;
(2)将所述分散液与活化剂接触进行表面改性处理,并将得到的混合物进行固液分离、干燥和超声剥离处理,得到改性碳酸钙防漏堵漏剂;
其中,所述改性剂为聚二甲基硅氧烷,所述活化剂为脂肪酸。
2.根据权利要求1所述的制备方法,其中,在步骤(1)中,相对于100mL的所述改性剂,所述提纯碳酸钙的用量为5-10g;
和/或,相对于100mL的所述改性剂,所述活化剂的用量为5-20g。
3.根据权利要求1所述的制备方法,其中,在步骤(2)中,所述活化剂选自硬脂酸、油酸和肉桂酸中的一种或多种。
4.根据权利要求1所述的制备方法,其中,所述表面改性处理的条件包括:温度为50-80℃,时间为2-6h。
5.根据权利要求1所述的制备方法,其中,所述干燥的条件包括:温度为60-100℃,时间2-6h。
6.根据权利要求1所述的制备方法,其中,所述超声剥离处理的条件包括:超声频率3-4MHz,时间50-70min。
7.根据权利要求1-6中任意一项所述的制备方法,其中,所述的制备方法还包括:在步骤(1)之前进行提纯处理,其中,所述提纯处理的条件包括:将热水与生石灰接触进行消化处理,得到乳液;再将所述乳液进行碳化和烘干处理,得到提纯碳酸钙。
8.根据权利要求7所述的制备方法,其中,所述热水的温度为80-90℃。
9.根据权利要求7所述的制备方法,其中,所述乳液的浓度为10-20%。
10.根据权利要求7所述的制备方法,其中,所述碳化处理的条件包括:温度为600-1200℃,所述碳化至悬浮液的pH为中性时终止所述碳化。
11.一种由权利要求1-10中任意一项所述的制备方法制备得到的改性碳酸钙防漏堵漏剂。
12.根据权利要求11所述的改性碳酸钙防漏堵漏剂,其中,所述改性碳酸钙防漏封堵剂的粒径分布为500-15000目。
13.一种防漏堵漏水基钻井液组合物,其特征在于,所述水基钻井液组合物含有权利要求11或12所述的改性碳酸钙防漏堵漏剂、随钻堵漏剂和加重剂,其中,所述随钻堵漏剂的粒径分布为30-120目,所述加重剂的粒径分布为200-400目。
14.根据权利要求13所述的水基钻井液组合物,其中,相对于100重量份的水,所述改性碳酸钙防漏堵漏剂的含量为1-8重量份,所述随钻堵漏剂的含量为1-8重量份,所述加重剂的含量为80-300重量份;
和/或,所述随钻堵漏剂为大理石颗粒XNDL系列;
和/或,所述加重剂为重晶石。
15.根据权利要求13或14所述的水基钻井液组合物,其中,所述水基钻井液组合物还含有膨润土、碱度调节剂、抑制剂、降滤失剂和防塌剂中的一种或多种。
16.根据权利要求15所述的水基钻井液组合物,其中,相对于100重量份的水,所述膨润土的含量为3-6重量份,所述碱度调节剂的含量为0.1-1重量份,所述抑制剂的含量为0.2-2重量份,所述降滤失剂的含量为2-6重量份,所述防塌剂的含量为2-6重量份。
17.根据权利要求15所述的水基钻井液组合物,其中,所述抑制剂为水解聚丙烯酰胺POLYCAP,所述降滤失剂为褐煤树脂SPNH,所述防塌剂为磺化沥青FT-1。
18.一种权利要求13-17中任意一项所述的防漏堵漏水基钻井液组合物在钻探泥砂岩裂缝发育地层中的应用。
19.根据权利要求18所述的应用,其中,所述裂缝的开度≤2mm。
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202210173339.6A CN114656943B (zh) | 2022-02-24 | 2022-02-24 | 一种防漏堵漏水基钻井液组合物及其制备方法和应用 |
US17/727,063 US11542425B1 (en) | 2022-02-24 | 2022-04-22 | Leak-proof lost-circulation control water-based drilling fluid composition and preparation method and use thereof |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202210173339.6A CN114656943B (zh) | 2022-02-24 | 2022-02-24 | 一种防漏堵漏水基钻井液组合物及其制备方法和应用 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN114656943A CN114656943A (zh) | 2022-06-24 |
CN114656943B true CN114656943B (zh) | 2023-04-11 |
Family
ID=82028096
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202210173339.6A Active CN114656943B (zh) | 2022-02-24 | 2022-02-24 | 一种防漏堵漏水基钻井液组合物及其制备方法和应用 |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US11542425B1 (zh) |
CN (1) | CN114656943B (zh) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114525118B (zh) * | 2022-03-04 | 2023-06-13 | 中国石油大学(北京) | 钻井堵漏剂组合物、钻井堵漏剂及其制备方法和应用 |
CN115433554B (zh) * | 2022-11-07 | 2023-01-17 | 中国石油大学(华东) | 一种极地钻井用柔性堵漏剂及其制备方法与应用 |
CN116445138B (zh) * | 2023-04-20 | 2024-07-02 | 中石化石油工程技术服务股份有限公司 | 一种堵漏剂及其制备方法和应用 |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7858104B2 (en) * | 2002-05-02 | 2010-12-28 | L'oreal S.A. | Water-in-oil emulsion foundation |
EP3192838A1 (en) * | 2016-01-14 | 2017-07-19 | Omya International AG | Treatment of surface-reacted calcium carbonate |
US10717915B2 (en) * | 2016-06-16 | 2020-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid for downhole electrocrushing drilling |
US20190008749A1 (en) * | 2017-07-05 | 2019-01-10 | Renmatix, Inc. | Manufacture, isolation, purification, and uses of small particle size cellulose particles and compositions |
CN110205104B (zh) * | 2019-05-20 | 2021-10-01 | 西南石油大学 | 一种强封堵钻井液组合物及其制备方法和其应用 |
CN110982495A (zh) * | 2019-12-19 | 2020-04-10 | 西南石油大学 | 改性纳米二氧化硅封堵剂和水基钻井液及其制备方法以及应用 |
-
2022
- 2022-02-24 CN CN202210173339.6A patent/CN114656943B/zh active Active
- 2022-04-22 US US17/727,063 patent/US11542425B1/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN114656943A (zh) | 2022-06-24 |
US11542425B1 (en) | 2023-01-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN114656943B (zh) | 一种防漏堵漏水基钻井液组合物及其制备方法和应用 | |
CN111117579B (zh) | 一种用于煤层的防塌钻井液及其制备方法 | |
Dai et al. | Oilfield chemistry | |
CN112480883B (zh) | 一种去磺化环保型水基钻井液及其制备方法 | |
CN111363527A (zh) | 一种低温高强油气井封堵剂 | |
CN102585788A (zh) | 一种过饱和氯化钠固井水泥浆体系 | |
GB2599886A (en) | Application of metal oxide-based cements | |
CN111440601B (zh) | 具有稳定流变特性的高密度除硫钻井液及其制备方法 | |
CN114045158B (zh) | 一种抗温250℃有机盐钻井液及其制备方法 | |
EP2791272B1 (en) | Compositions and methods for treatment of well bore tar | |
CN113563508B (zh) | 一种耐高温低黏型降滤失剂 | |
CN106336860B (zh) | 一种抗高温耐腐蚀油井水泥材料、制备方法及应用 | |
CN113337256A (zh) | 一种耐高温可实现水替油高性能水基钻井液的制备方法 | |
CN111876138B (zh) | 碳基增粘剂及其制备方法和应用 | |
CN113930222A (zh) | 一种抗高温高密度聚磺水基钻井液及其制备方法 | |
CN108251086A (zh) | 一种适用于长宁威远地区的水基钻井液 | |
Chen et al. | Preparation and Performance of High-Temperature-Resistant, Degradable Inorganic Gel for Steam Applications | |
CN114605969B (zh) | 一种封堵材料和封堵型油基钻井液及其制备方法 | |
CN113201317B (zh) | 一种盐响应型智能聚合物的饱和盐水钻井液及其制备方法 | |
CN114181681A (zh) | 适用于富锂钾资源的复合盐水钻井液 | |
CN113403043B (zh) | 一种深层高比重可酸化合成油基钻井液 | |
CN115746195B (zh) | 用于水钻井液的自修复的微凝胶堵漏剂及其制备方法、含有微凝胶堵漏剂的钻井液 | |
CN114058345B (zh) | 一种保护地热储层的超高温钻井液及其流变性控制方法 | |
CN116262799B (zh) | 油基钻井液及其热粘附堵漏材料和制备方法 | |
CN105907384A (zh) | 一种水基钻井液及其制备方法 |
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 |