CN116120904A

CN116120904A - 一种抗高温高密度无固相防塌钻井液

Info

Publication number: CN116120904A
Application number: CN202211631378.2A
Authority: CN
Inventors: 刘书杰; 陈浩东; 魏安超; 罗鸣; 蒋东雷; 曾春珉; 刘培锴; 马传华; 邹鹏; 于晓东; 谢刚; 曹少帅
Original assignee: Southwest Petroleum University; CNOOC China Ltd Hainan Branch
Current assignee: Southwest Petroleum University; CNOOC China Ltd Hainan Branch
Priority date: 2022-12-19
Filing date: 2022-12-19
Publication date: 2023-05-16

Abstract

本发明公开了一种抗高温高密度无固相防塌钻井液，包括：封堵防塌抑制剂、稳定剂、增粘提切剂、储层桥堵剂、降滤失剂、加重剂、润滑剂与水。所述封堵防塌抑制剂，其粒径分布在50‑310nm之间，能够有效的封堵泥页层井壁中纳米尺寸的孔隙，抑制黏土矿物的表面水化，从而可以有效稳定井壁、防止垮塌，同时其制备方法原理可靠，具有广阔的市场前景；本发明抗高温高密度无固相防塌钻井液在泥页岩地层条件下的流变性、抑制性以及封堵性等方面性能良好。

Description

一种抗高温高密度无固相防塌钻井液

技术领域

本发明涉及油气田钻井技术领域，具体涉及一种抗高温高密度无固相防塌钻井液。

背景技术

随着钻井液技术的发展，在水平井、小井眼井和深井等一些特殊井的钻井中，对钻井液的性能提出了新的要求。例如:井眼净化好、保持井壁稳定、井眼润滑性能好、控制滤失和漏失、最大限度地减少对油气层的损害等。对钻井液的环保、稳定、污染、提高机械钻速等方面也提出了更高的要求。

无固相钻井液体系中不含膨润土，其主要组成为有机高分子聚合物和盐。以盐类作为加重剂和抑制剂，提高体系的防塌能力；以高分子聚合物作为提粘提切剂，使体系具有很好的携带悬浮岩屑的能力；与清水相比，无固相钻井液能在井壁上形成薄而韧的吸附膜，具有一定的护壁防塌能力，并有较好的润滑和减阻作用；与含有膨润土的固相钻井液相比，它具有低流动阻力、粘度可调等优点，有利于井下马达的正常工作和井底钻头碎岩效率的提高，从而保持较高的钻进速度。

针对常规的无固相钻井液存在着封堵防塌能力差、易漏失、抗盐能力差等缺点，制备一种抗高温高密度无固相防塌钻井液将是一个很好的选择。

发明内容

针对常规的无固相钻井液存在着封堵防塌能力差、易漏失、抗盐能力差等缺点，研制了一种能适用于页岩地层的抗高温高密度无固相防塌钻井液替代常规钻井液能够解决井壁稳定、储层污染等问题。

为实现上述目的，本发明的技术方案为：一种抗高温高密度无固相防塌钻井液，包括：封堵防塌抑制剂、稳定剂、增粘提切剂、储层桥堵剂、降滤失剂、润滑剂、加重剂与水，其中，封堵防塌抑制剂质量为水质量的2-2.5％，稳定剂PF-ACA质量为水质量的0.2-0.4％，增粘提切剂PF-EZVIS质量为水质量的0.3-0.5％，储层桥堵剂PF-EZCARB质量为水质量的2.5-3.5％，降滤失剂PF-EZFLOHT质量为水质量的2-3％，润滑剂PF-LUBEHP质量为水质量的2-4％，加重剂HWZJ质量为水质量的100％-130％，封堵防塌抑制剂采用步骤如下制备而成：

首先，将1.60g4-叔丁基苯乙烯加入到去离子水，然后置于反应器中，通氮气20-30min后，依次加入1.70g3-甲基-2-丁烯胺，1.87g4-氨基甲苯-3-磺酸，0.92g乙烯磺酸苯酯于反应器中，并用20％-25％的NaOH水溶液将体系pH值调节到6.5-7.5之间，升温至60-65℃，再加入0.12g交联剂N，N-亚甲基双丙烯酰胺(MBA)及0.12g引发剂过硫酸铵反应5-6h，反应完毕后，将反应体系降至20-25℃，制备得的样品用无水乙醇洗涤至中性，然后置于50-60℃条件下真空干燥，将烘干的样品进行研磨，得到封堵防塌抑制剂：

本发明有益效果如下：

本发明所制备的一种抗高温高密度无固相防塌钻井液，能够有效的封堵泥页层井壁中纳米尺寸的孔隙，抑制黏土矿物的表面水化，从而可以有效稳定井壁、防止垮塌，且在泥页岩地层条件下的流变性、抑制性以及封堵性等方面性能良好。

附图说明

图1为实施例中封堵防塌抑制剂的粒径分布图；

图2为实施例中封堵防塌抑制剂的热重分析示意图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例，对本发明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。

一、抗高温高密度无固相防塌钻井液实施例

1、封堵防塌抑制剂的制备

首先，将1.60g4-叔丁基苯乙烯加入到去离子水，然后置于反应器中，通氮气20-30min后，依次加入1.70g3-甲基-2-丁烯胺，1.87g4-氨基甲苯-3-磺酸，0.92g乙烯磺酸苯酯于反应器中，并用20％-25％的NaOH水溶液将体系pH值调节到6.5-7.5之间，升温至60-65℃，再加入0.12g交联剂N，N-亚甲基双丙烯酰胺(MBA)及0.12g引发剂过硫酸铵反应5-6h，反应完毕后，将反应体系降至20-25℃，制备得的样品用无水乙醇洗涤至中性，然后置于50-60℃条件下真空干燥，将烘干的样品进行研磨，得到封堵防塌抑制剂。

2、抗高温高密度无固相防塌钻井液基浆的制备及封堵防塌抑制剂添加量的优选

一种抗高温高密度无固相防塌钻井液基浆，其中稳定剂PF-ACA质量为水质量的0.3％，增粘提切剂PF-EZVIS质量为水质量的0.4％，储层桥堵剂PF-EZCARB质量为水质量的3.0％，降滤失剂PF-EZFLOHT质量为水质量的2.5％，润滑剂PF-LUBEHP质量为水质量3％，加重剂HWZJ质量为水质量的106％，然后根据封堵性实验、抑制性评价实验等对封堵防塌抑制剂添加量进行优选。

为了确定封堵防塌抑制剂添加量以及进一步说明抗高温高密度无固相防塌钻井液的效果，对实施例的封堵防塌抑制剂以及抗高温高密度无固相防塌钻井液进行性能测试。

二、性能测试

1、封堵防塌抑制剂粒径测试

利用美国布鲁克海文仪器公司生产的BI-200SM型激光散射仪对封堵防塌抑制进行粒径测试，实施例中制备的封堵防塌抑制剂粒径测试结果分别如图1所示。本发明封堵防塌抑制的粒径分布在50-310nm之间，说明本发明合成的封堵剂是纳米尺寸的，且该封堵剂分布范围宽，能有效封堵不同纳米尺寸的纳米孔缝。

2.封堵防塌抑制剂抗温性测试

采用热重分析仪(TGA/DSC1LF，瑞士梅特勒-托莱多国际有限公司)在15℃/min的加热速率下，从30℃到800℃测试封堵防塌抑制剂，封堵防塌抑制剂初始分解温度为270℃。因此证明封堵防塌抑制剂抗温性能良好。

3、钻井液流变性能和失水造壁性能测试

一种抗高温高密度无固相防塌钻井液基浆，配方为：水+0.3％稳定剂PF-ACA+0.4％增粘提切剂PF-EZVIS+3.0％储层桥堵剂PF-EZCARB+2.5％降滤失剂PF-EZFLOHT+3％润滑剂PF-LUBEHP+110％加重剂HWZJ，具体配制过程如下∶

分别取400mL水5份，分别加入12g润滑剂PF-LUBEHP，10g降滤失剂PF-EZFLOHT，12g储层桥堵剂PF-EZCARB，1.6g增粘提切剂PF-EZVIS，1.2g稳定剂PF-ACA，424g加重剂HWZJ，配制成密度为1.60g/cm³的钻井液，每加入一种物质，需搅拌15min，得到5份基浆。

搅拌均匀后，分别向4份基浆中加入6g、8g、10g、12g上述方式制备的封堵防塌抑制，制得含封堵防塌抑制添加量1.5％-3％的抗高温高密度无固相防塌钻井液，分别对步骤配制好的钻井液进行老化后钻井液流变性和失水造壁性进行测试，结果记录在表1中，由表1所示的结果可以看出，与不加封堵防塌抑制的钻井液相比，当封堵防塌抑制在钻井液中加量为1.5％、2％、2.5％、3％时，钻井液性能未受到明显的影响，表明该钻井液封堵剂具有良好的配伍性能。随着封堵防塌抑制加量的增加，在同一实验条件下钻井液的表观黏度、塑性黏度逐渐增大，对切力的影响较小。在150℃下老化16h后的钻井液，随着封堵防塌抑制加量的增加，高温高压滤失量逐渐减小，且在加量为3％时高温高压滤失量最小，说明封堵防塌抑制具有良好的流变性能和失水造壁性能，且能有效降低钻井液高温高压滤失量，即使在高温环境下也能提供较好的封堵性能，有效阻止滤液进入地层，提高井壁稳定性。

表1钻井液流变性能及滤失性能记录表

注∶流变测试温度为65℃，AV—表观黏度，单位为mPa·s；PV—塑性黏度，单位为mPa·s；YP—动切力，单位为Pa；API—常温中压滤失量，单位为mL；HTHP—高温高压滤失量，单位为mL。

4、钻井液封堵性能测试

使用优选出的人造岩心进行CT扫描成像，利用avizo可视化软件建立数字岩心模型，3D打印技术构建3D打印岩心，运用3D打印岩心模拟地层纳微米裂缝地层，通过测量钻井液体系在3D打印岩心中的平均流量，通过达西公式，计算加入不同质量分数封堵防塌抑制钻井液体系和不加任何封堵剂钻井液体系前后，测得3D打印岩心的渗透率从而计算得到封堵防塌抑制对3D打印岩心的封堵率，从而评价其封堵性能。表2所示为封堵防塌抑制对3D打印岩心封堵效果记录表。封堵率为(初始渗透率-封堵后渗透率)/初始渗透率×100％，不同封堵防塌抑制加量下的封堵效果见表2，由表2所表示的结果可知，随着封堵防塌抑制加量的增加，对岩心的封堵率增加了，且当加入封堵防塌抑制为封堵防塌抑制时，对岩心的平均封堵率达到83.9％、85.0％、85.5％、85.6％，这表明封堵防塌抑制可以对纳米孔缝实现有效的封堵，进而阻止钻井液进入岩心，同时，封堵防塌抑制最佳添加量为2.5％。

表2不同封堵防塌抑制加量下的封堵效果评价

5、钻井液抑制性能测试

1.5％-3％封堵防塌抑制的抗高温高密度无固相防塌钻井液与清水进行对比实验。采用滚动回收率来评价上述实施例制备的抑制性能，滚动回收率越高，说明抑制剂的抑制性能越好。实验结果如表3所示。通过抑制剂含量对滚动回收率的影响可知，随着抑制剂加量的增加，滚动回收率增加，抑制性能更好，同时，封堵防塌抑制最佳添加量为2％。

表3不同封堵防塌抑制加量下的封堵效果评价

名称	回收率(％)
		清水	19.54
基浆+1.5％封堵防塌抑制	66.78
		基浆+2％封堵防塌抑制	72.76
基浆+2.5％封堵防塌抑制	74.45
		基浆+3％封堵防塌抑制	75.39

6、钻井液配方的确定

结合钻井液封堵性能测试与抑制性能测试，抗高温高密度无固相防塌钻井液配方为：水+2-2.5％封堵防塌抑制剂+0.2-0.4％稳定剂PF-ACA+0.3-0.5％增粘提切剂PF-EZVIS+2.5-3.5％储层桥堵剂PF-EZCARB+2-3％降滤失剂PF-EZFLOHT+2-4％润滑PF-LUBEHP+100％-130％加重剂HWZJ。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims

1.一种抗高温高密度无固相防塌钻井液，包括：封堵防塌抑制剂、稳定剂、增粘提切剂、储层桥堵剂、降滤失剂、润滑剂、加重剂与水。

2.根据权利要求1所述的抗高温高密度无固相防塌钻井液，其特征在于，所述封堵防塌抑制剂质量为水质量的2-2.5％，所述稳定剂PF-ACA质量为水质量的0.2-0.4％，所述增粘提切剂PF-EZVIS质量为水质量的0.3-0.5％，所述储层桥堵剂PF-EZCARB质量为水质量的2.5-3.5％，所述降滤失剂PF-EZFLOHT质量为水质量的2-3％，所述润滑剂PF-LUBEHP质量为水质量的2-4％，所述加重剂HWZJ质量为水质量的100％-130％。

3.根据权利要求2所述的封堵防塌抑制剂，其特征在于，封堵防塌抑制剂由4-叔丁基苯乙烯，3-甲基-2-丁烯胺，4-氨基甲苯-3-磺酸，乙烯磺酸苯酯，交联剂，引发剂通过聚合反应制得；采用步骤如下制备而成：

首先，将1.70g3-甲基-2-丁烯胺加入到去离子水，然后置于反应器中，通氮气20-30min后，依次加入1.60g4-叔丁基苯乙烯，1.87g4-氨基甲苯-3-磺酸，0.92g乙烯磺酸苯酯于反应器中，并用20％-25％的NaOH水溶液将体系pH值调节到6.5-7.5之间，升温至60-65℃，再加入0.12g交联剂N，N-亚甲基双丙烯酰胺(MBA)及0.12g引发剂过硫酸铵反应5-6h，反应完毕后，将反应体系降至20-25℃，制备得的样品用无水乙醇洗涤至中性，然后置于50-60℃条件下真空干燥，将烘干的样品进行研磨，得到封堵防塌抑制剂。