本发明涉及一种盐穴储气库井用钻井流体及其制备方法与应用，属于盐穴储气库钻井领域。
背景技术：
：天然气地下储气库是是最有效、最可靠的调峰和储备手段。盐穴储气库是主要的储气库类型之一，具有注采效率高、短期吞吐量大、垫层气量低并可完全回收的优点。我国地下盐层分布广，是储存天然气的良好载体，在我国西气东输工程中具有重要的战略意义。但是，盐穴储气库井的地层条件特殊，需要钻井流体不仅能够有效控制钻井过程中遇到的泥岩地层，而且还能够抑制膏盐溶解；同时，还需要提高地层承压能力，扩大安全密度窗口，防漏堵漏。盐穴储气库井安全钻进是建设安全储气库的前提。可见，钻井流体应当具备既能防止泥岩膨胀分散，又能抑制膏盐溶解的强抑制性；同时，又能有效提高地层承压能力，防漏堵漏。目前，常用的水基饱和盐水钻井液维护处理方面比较困难，而油基钻井液成本高、易污染，效果并不理想。满足这种要求的钻井流体，需要以下特点：(1)具有较高的密度，以保证钻井流体能够平衡地层坍塌压力；(2)具有较高动塑比，以保证钻井流体保持良好的悬浮性和体系稳定性；(3)具有较强封堵能力，以防止钻井液在裂缝性地层出现漏失；(4)具有较强抑制能力，以防止泥岩水化膨胀分散致使井壁失稳。由于盐穴储气库饱和盐水钻井液性能维护处理复杂，效果并不理想。因此，现场盐穴储气库钻井需要一种抑制范围广、密度高、动塑比大、封堵能力强、抑制能力强且维护处理简单的钻井流体。技术实现要素：本发明的目的之一在于提供一种盐穴储气库井用钻井流体，该钻井流体具有抑制能力强，动塑比较高，体系稳定性好、封堵能力强、维护处理简单等优点，能实现各性能的优良平衡。本发明的另一目的在于提供所述盐穴储气库井用钻井流体的制备方法。本发明的再一目的在于提供所述盐穴储气库井用钻井流体的应用。为实现上述目的，本发明提供一种盐穴储气库井用钻井流体，其包括质量比为1000：450～2000：10～15：1～3：0.5～1：1～2：1～3的清水、甲酸钾、羧甲基淀粉钠、黄原胶、十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠、碳十八的脂肪醇与聚合铝。如前所述，适用于盐穴储气库井用钻井流体需要满足多项性能，本发明解决这一问题的方法是将甲酸盐钻井液体系与微泡钻井液体系相结合，即用甲酸钾等有机盐实现强抑制性，用天然高分子、非离子等的表面活性剂形成的微泡实现内封堵，形成一种无固相强抑制强封堵型钻井流体。本发明实验表明所述钻井流体具有密度高、抑制能力强、动塑比较高、体系稳定性好、封堵能力强及维护处理简单等优点。本发明所述“包括”包括“主要包括”，所述“主要包括”是指在本发明盐穴储气库井用钻井流体中还可添加有不影响其性能或效果的其他成分，特别地，所述“包括”是指由所列组分组成。在本发明的一些具体实施方式中，本发明所述盐穴储气库井用钻井流体包括质量比为1000：500～1500：10～15：1.5～3：0.75～1：1～2：1.5～3的清水、甲酸钾、羧甲基淀粉钠、黄原胶、十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠、碳十八的脂肪醇与聚合铝。在本发明的一些具体实施方式中，本发明所述盐穴储气库井用钻井流体包括质量比为1000：750～850：12～15：1.5～3：0.75～1：1.5～2：1.5～3清水、甲酸钾、羧甲基淀粉钠、黄原胶、十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠、碳十八的脂肪醇与聚合铝。在本发明的一些具体实施方式中，所述十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠、碳十八的脂肪醇的质量比为0.9～1.1：1.9～2.1。优选地，本发明所述盐穴储气库井用钻井流体为质量比为1000：795～805：11.5～12.5：1.9～2.1：0.75～0.85：1.45～1.55：1.55～1.65的清水、甲酸钾、羧甲基淀粉钠、黄原胶、十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠、碳十八的脂肪醇与聚合铝。在本发明的一些具体实施方式中，前述盐穴储气库井用钻井流体密度为1.2～1.5g/cm3，塑性黏度为20～30mPa·s，动切力为15～30Pa，动塑比0.5～1.2Pa/mPa·s，pH值为8～10。本发明所述甲酸为钻井液用甲酸钾。本发明所述羧甲基淀粉钠优选为石油级。本发明所述黄原胶优选为石油级。本发明所述十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠优选为石油级。本发明所述碳十八的脂肪醇优选为石油级。本发明所述聚合铝优选为石油级。前述材料均为钻井液常用材料，均可从商业途径得到。本发明所述钻井流体具有抑制能力强，动塑比较高，体系稳定性好、封堵能力强、维护处理简单等优点，本发明所述盐穴储气库井用钻井流体能够同时保障密度为1.2～1.5g/cm3，塑性黏度为20～30mPa·s，动切力为10～30Pa，动塑比为0.5～1.2Pa/mPa·s，pH值为8～10，实现多种性能的优良平衡。另一方面，本发明提供前述盐穴储气库井用钻井流体的制备方法，所述方法包括如下步骤：(1)在所述清水中加入所述十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠及所述碳十八的脂肪醇，随后缓慢先后依次加入所述羧甲基淀粉纳、黄原胶及聚合铝，加入完成后，搅拌(例如搅拌20～30min)；(2)在步骤(1)所得物料中加入所述甲酸钾加重，搅拌(例如搅拌20min以上)形成本发明所述盐穴储气库井用钻井流体。采用上述步骤配制的钻井流体形成的微泡稳定，保证钻井流体流变性良好。再一方面，本发明提供所述盐穴储气库井用钻井流体作为钻井液在开采盐穴储气库中天然气的应用。本发明钻井流体的应用方式可参照现有技术进行，本发明在此不另行赘述。综上可知，本发明主要提供了一种盐穴储气库井用钻井流体，与现有技术相比，本发明钻井流体具有密度高、抑制能力强、动塑比较高、体系稳定性好、封堵能力强、维护处理简单等特点，避免了油基钻井液成本高、易污染的问题；同时，也克服了传统饱和盐水钻井液性能维护调整需排放的缺点，具有抑制范围广、性能稳定等优点。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。下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。实施例1本实施例室内配制一种盐穴储气库井用钻井流体并对该钻井流体进行评价。(1)按清水：甲酸钾：羧甲基淀粉钠：黄原胶：十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠：碳十八的脂肪醇：聚合铝的质量比为1000：800：12：2：0.8：1.5：1.6的比例准确称取各组分；(2)按上述配方比例依次在清水中加入十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠、碳十八的脂肪醇，缓慢先后加入羧甲基淀粉纳、黄原胶、聚合铝，加入完成后，搅拌20～30min；(3)在步骤(2)基础上加入甲酸钾加重，继续搅拌20min即得本实施例盐穴储气库井用钻井流体。评价所配制盐穴储气库井用钻井流体密度。用液体密度计测量钻井流体密度，所配制钻井流体密度为1.34g/cm3，满足平衡地层坍塌压力的需要。评价所配制盐穴储气库井用钻井流体塑性黏度和动切力。采用旋转黏度计，参考GB/T29170-2012测试钻井液流变性。测得的旋转黏度计600转/分(Φ600)和300转/分(Φ300)的数据见表1。表1采用旋转黏度计测试的钻井流体600转/分和300转/分的数据Φ600(mPa.s)Φ300(mPa.s)8460采用公式塑性黏度PV＝Φ600-Φ300＝84-60＝24mPa·s，采用公式YP＝0.5×(Φ300-PV)＝0.5×(600-24)＝18Pa。所配钻井流体塑性黏度在20～30mPa·s范围内，动切力在10～30Pa的范围内，动塑比YP/PV＝18/24＝0.75Pa/mPa·s，流变性好。评价所配盐穴储气库井用钻井流体封堵性。所用岩心柱塞尺寸为25mm×60mm。参照国家标准SY/T5336-1996，分别测定围压2.5MPa，回压0.5MPa，5毫升每分钟先后注入清水、钻井流体，记录注入段的注入压力和出口端滤失量。测试所得结果如表2所示。表2钻井流体封堵性评价由表2数据可以看出，该钻井流体注入压力达20.32MPa，滤失量0.12mL，说明钻井流体可有效封堵地层，满足盐穴储气库井防漏堵漏的要求。评价盐穴储气库井用钻井流体抑制性。取江苏金坛盐穴储气库井537m泥岩。参考国家标准SY-T5613-2000，具体实验步骤为：实验温度为50℃，将20g岩样放入350mL钻井流体的陈化釜内，在滚子加热炉中热滚16h，测定泥岩回收量，计算滚动回收率。热滚后回收岩样质量为17g，回收率＝17/20＝85％，回收率高，说明钻井液抑制能力强。实施例2采用实施例1中的配制方法，按清水：甲酸钾：羧甲基淀粉钠：黄原胶：十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠：碳十八的脂肪醇：聚合铝的质量比为1000：650：13：1.8：0.85：2.0：1.8的比例配制钻井流体。采用实施例1中的评价方法得到钻井流体密度1.27g/cm3，密度合适。采用实施例1中的评价方法得到Φ600为72mPa.s，Φ300为51mPa.s，钻井流体塑性黏度21mPa·s，动切力15Pa，动塑比0.71Pa/mPa·s，流变性良好。采用实施例1中的评价方法得到注入压力24.39MPa，滤矢量0.14mL，封堵性良好。采用实施例1中的评价方法得到泥岩滚动回收率87％，抑制性良好。因此，钻井流体各项性能满足要求。实施例3采用实施例1中的配制方法，按清水：甲酸钾：羧甲基淀粉钠：黄原胶：十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠：碳十八的脂肪醇：聚合铝的质量比为1000：900：15：1.5：0.90：1.8：1.5的比例配制钻井流体。采用实施例1中的评价方法得到钻井流体密度1.38g/cm3，密度合适。采用实施例1中的评价方法得到Φ600为80mPa.s，Φ300为58mPa.s，钻井流体塑性黏度22mPa·s，动切力18Pa，动塑比0.82Pa/mPa·s，流变性良好。采用实施例1中的评价方法得到注入压力27.53MPa，滤矢量0.11mL，封堵性良好。采用实施例1中的评价方法得到泥岩滚动回收率89％，抑制性良好。因此，钻井流体各项性能满足要求。对比例1采用实施例1中的配制方法，按清水：甲酸钾：羧甲基淀粉钠：黄原胶：十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠：碳十八的脂肪醇：聚合铝的质量比为1000：200：12：1.3：0.85：1.7：1.5的比例配制钻井流体。采用实施例1中的评价方法得到钻井流体密度1.08g/cm3，钻井流体密度低于1.20g/cm3，平衡地层坍塌压力能力较差。采用实施例1中的评价方法得到Φ600为75mPa.s，Φ300为55mPa.s，钻井流体塑性黏度20mPa·s，动切力17.5Pa，动塑比0.88Pa/mPa·s，流变性良好。采用实施例1中的评价方法得到注入压力21.53MPa，滤矢量0.10mL，封堵性良好。采用实施例1中的评价方法得到泥岩滚动回收率47％，说明钻井流体不能抑制黏土水化膨胀分散，钻井流体抑制能力不足。当甲酸钾加量较低时，钻井流体密度较低，且钻井流体抑制性能较差。说明只有当甲酸钾加量在合理范围内，才能保证钻井流体密度和抑制能力良好。对比例2采用实施例1中的配制方法，按清水：甲酸钾：羧甲基淀粉钠：黄原胶：十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠：碳十八的脂肪醇：聚合铝的质量比为1000：800：12：1.5：0.35：1.5：1.5的比例配制钻井流体。采用实施例1中的评价方法得到钻井流体密度1.35g/cm3，密度合适。采用实施例1中的评价方法得到Φ600为30mPa.s，Φ300为18mPa.s，钻井流体塑性黏度12mPa·s，动切力3Pa，动塑比0.25Pa/mPa·s，流变性较差。采用实施例1中的评价方法得到注入压力4.27MPa，滤矢量15.79mL，封堵性较差。采用实施例1中的评价方法得到泥岩滚动回收率63％，说明钻井流体不能抑制黏土水化膨胀分散，钻井流体抑制能力不足。当十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠加量较低时，钻井流体流变性、封堵能力和抑制能力较差。说明只有当十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠加量在合理范围内，才能形成稳定的微泡，保证钻井流体流变性、封堵能力和抑制能力良好。实施例4本实施例提供盐穴储气库井用钻井流体的现场应用，所使用的钻井流体为实施例2配制的钻井流体。现场配制的钻井流体密度1.25～1.29g/cm3，塑性黏度为22～27mPa·s，动切力为15～23Pa，动塑比为0.63～1.05Pa/mPa·s，pH值为9，性能良好。该盐穴储气库井用钻井流体在河北大城先导应用1口井。该井223～821m地层从上到下依次为平原组、明化镇组和馆陶组，为泥岩、膏岩、砂岩和砾岩交互地层。应用时，当井下出现掉块时，按照配方适当加入甲酸钾，提高钻井液密度在1.27g/cm3左右，同时保证钻井液抑制性和流变性良好；当钻井液动切力较低时，按照配方适当补充羧甲基淀粉钠、黄原胶、十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠和碳十八的脂肪醇，形成稳定的微泡，保证在钻井流体流变性和封堵性良好。钻井流体顺利钻穿平原组、明化镇组和馆陶组，平均井径扩大率6.5％，取得了较好的应用效果。对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的。当前第1页1 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