CN101730729B - 用于防止形成w/o乳液或用于分解已经在多孔基体中形成的w/o乳液的水基流体 - Google Patents

用于防止形成w/o乳液或用于分解已经在多孔基体中形成的w/o乳液的水基流体 Download PDF

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Abstract

本发明涉及用于在油田中应用的水基流体，所述水基流体包含非离子表面活性剂和可能的盐，所述非离子表面活性剂在10～90℃的温度范围内稳定且所述非离子表面活性剂的HLB为8～20并溶于盐含量为0～60wt％的水。在已经使用了油基泥浆的油井中，所述流体能够方便地用作完井液以防止形成反相W/O乳液或用作补救液以分解已经形成的乳液。

Description

用于防止形成W/O乳液或用于分解已经在多孔基体中形成的W/O乳液的水基流体
本发明涉及水基流体，所述水基流体能够用作完井液以防止在油井中形成反相W/O乳液或者用作补救液以分解已经形成的W/O乳液。
更具体地，本发明涉及含非离子表面活性剂和可能的盐的流体，在已经使用了油基钻井液的油井中，所述流体能用于防止形成反相W/O乳液或在W/O乳液已经形成时用于分解它们，其中所述非离子表面活性剂的特征为具有合适的HLB。
在油井中从第一钻井阶段直至完井进行的所有操作都会强烈影响油井的生产能力。
特征为生产性地层具有高粘土含量、主要是活性粘土的气体矿化的井的钻进，通常要求使用钻井液，所述钻井液能稳定孔壁以防止井因活性粘土的膨胀作用而坍塌。出于该目的而使用油基流体，所述油基流体通常为反相W/O乳液或以含特殊添加剂的水为基础的流体，所述特殊添加剂能够与粘土相互作用并限制膨胀问题。
然而，在某些情况下，尤其是在多层地层中，水基流体不能保证良好的结果，因此仅有的替代方案就是使用油基流体。
然而，以残留物形式存在的或由所述多孔基体过滤的油基钻井液与在随后完井阶段使用的钻井液、通常为盐水溶液(盐水)的相互作用，能够临时或永久地降低井的生产能力。
事实上已经观察到，当在穿孔期间穿过多孔基体的油基泥浆的滤液与完井盐水接触时，能够形成W/O型乳液，该乳液即使在高温下也非常粘稠且稳定。
油基泥浆的滤液，如术语本身所表明的，由存在于泥浆配方中的油(lamium、粗柴油)和特征为低HLB的表面活性剂构成。改性脂肪酸的聚酰胺、烷氧基化脂肪酸的胺是在油基泥浆的工业配方中最经常发现的那些。使用这些表面活性剂来形成油基泥浆，因为它们能够获得极其稳定的反相W/O乳液。
一旦完井阶段完成，就打开井并开始生产。然而，在某些情况下，主要是在气井中，输送缓慢，或者甚至没有任何的烃产出。
在导致输送不足的可能性损坏机理中，最大的可能是形成了乳液。如果形成W/O乳液，其粘度高且不能被随后用盐水冲洗所除去，因为连续相由油构成：这种类型的乳液充当了阻碍输送的实际的阻塞物。
由乳液造成的损坏是个问题，该问题发生在能观察到烃输送不足的生产井中，或当将用于保持油田压力而注入的水注入到油液面时，发生在注水井中。
目前尚无有效技术来解决/防止这种问题。仅有的替代选择是使用与完井液(盐水)相容的水基泥浆来钻井。
然而，在使用水基泥浆会引发孔不稳定性的严重问题时，这种选择在高活性粘土含量的井中并不总是可行的。
现在已经发现，在使用由特殊类型的表面活性剂制成的油基钻井液时，使用已经加入了表面活性剂(该表面活性剂的特征是具有合适的HLB且在高盐水含量的水溶液中具有合适溶解度)的水基流体，既防止了W/O反相乳液的形成，如果上述乳液已经形成又能对该乳液进行分解。在第一种情况中，我们指使用完井液，在第二种情况中，我们指使用补救液。
本发明的目的涉及用于油田中的水基流体，所述水基流体包含非离子表面活性剂和可能的盐，所述非离子表面活性剂在10～90℃的温度范围内稳定且所述非离子表面活性剂的HLB为8～20并溶于盐含量为0～60wt％的水。
在使用油基泥浆的油井中使用所述流体以防止形成W/O反相乳液或用于分解已经形成的乳液，代表了本发明进一步的目的。
存在于本发明的流体中的盐，通常选自浓度为1～35wt％的CaCl2、浓度为1～10wt％的KCl、浓度为40～60wt％的CaBr2。
添加至本发明的流体中的非离子表面活性剂的HLB优选为10～15。
当使用所述流体以防止形成W/O乳液时，将其称作完井液或完井盐水，且在这种情况下，表面活性剂存在的浓度为0.1～1wt％，而当将其用于分解已经形成的乳液时，将其称作补救液或补救盐水，表面活性剂存在的浓度为0.2～5wt％。
在产烃井和注水井中适当地将本发明的流体用于防止或破坏W/O反相乳液，所述乳液是烃输送不足的原因。
烷基聚葡萄糖苷类表面活性剂证明非常适合于本发明的目的，因为所述表面活性剂在10～90℃的温度范围内稳定并溶于盐含量为0～60wt％的水。
例如，能够制备含工业烷基聚葡萄糖苷表面活性剂且无毒的完井液或补救液，其已经用于多个领域(洗涤剂、化妆品、食品工业)，例如标记为SL8、SL10的Seppic产品和称作GP215的Cognis产品。
已知在油田中使用这些产品中的一些，用于套管的清洁用途。
特别地，使用具有图1中所示结构的Cognis的烷基聚葡萄糖苷Glucopon 215已经获得了满意的结果，其中R代表具有C8～C10长度的烷基链且n的值为1.5并代表低聚度。
当本发明的完井液与作为残留物或来自多孔基体的滤液存在于地层中的油基钻井液相互作用时，本发明的完井液特别有效。
相反，当本发明的补救液与存在于地层中的已经形成的W/O乳液直接相互作用时，本发明的补救液特别有效，所述已经形成的W/O乳液以先前处理中所使用的流体之间(例如在油基钻井泥浆的残留物或滤液与常规的完井盐水之间)相互作用的产物的形式存在。
所述油基钻井液主要由用作分散相的油(通常是低毒性的石蜡油如lamium)和表面活性剂或表面活性剂对构成，所述表面活性剂对中的一种充当第一乳化剂(在泥浆中存在的浓度为3～5％v/v)且另一种作为第二乳化剂(在泥浆中的浓度为1～3％)。
下面为存在于主要工业类型的油基泥浆中的表面活性剂或表面活性剂对的实例：
Figure G2008800237880D00041
这些表面活性剂可得自于市场上具有下列商品名称的产品：
  泥浆序号   第一乳化剂0.33％v/v   第二乳化剂0.13％v/v
  1   Novatec P   Novatec S
  2   Invermul NT   EZ MUL NT
  3   Avoil PE LT   Avoil SE LT
  4   Carbotec   Carbomul
  5   Faze MUL   Faze WET
滤液通常由存在于油基泥浆中的所有能够过滤通过多孔基体的组分构成。
通过将表面活性剂对溶于lamium中来制备用于本发明中的典型滤液，所述表面活性剂对选自存在于以上考虑的六种油基泥浆中的那些。
然而，表面活性剂在lamium中的浓度为低于用于原始泥浆制剂(0.33％的第一乳化剂、0.13％的第二乳化剂)中的最小值的数量级。以此方式，假设在基体中具有类似的过滤，现场模拟两种表面活性剂的低残留物。
下面提供的实施例用于本发明的示例性而不是限制性的目的。
乳液的形成
实施例1
在该实施例中，对具有各种W(盐水)/O(合成滤液)比的乳液的形成进行了验证。
使用合成的油基滤液(FS)，所述合成油基滤液包含lamium(用于形成油基钻井液(OBM)的低毒性石蜡油)和两种表面活性剂NovatecP(第一)和Novatec S(第二)，其中第一乳化剂的存在浓度为0.33％v/v且第二乳化剂的浓度为0.13％v/v。
在500ml的烧杯中于25℃的温度下利用赛尔森(Silverson)搅拌器进行搅拌(500rpm)，将给定体积的FS与CaCl2水溶液(盐浓度为380g/l)以三种不同混合比75/25、50/50和25/75混合10分钟，总体积为200ml。将形成的具有三种混合比的W/O乳液稳定数月并观察。利用流变和电导率测量来表征所述乳液。将得到的结果列于表1中。
实施例2
在该实施例中，也用其它完井盐水对乳液的形成进行评价。
使用与实施例1中所述的相同程序来验证乳液的形成，但是仅考虑W/O混合比等于75/25的情况，因为认为这最能代表真实的井状况，也用其它完井盐水对乳液的形成进行了验证：CaCl2 3％、CaCl2 10％、KCl 3％和CaBr2 54％。观察到利用所有所使用的盐水形成了稳定且粘稠的W/O乳液，如通过将各种乳液的电导率数据与测得的相同盐水的电导率值相比较所确认的，所述数据列于表2中。
根据流变特征，还能够看出，利用3％的KCl制成的乳液在低剪切速率下的粘度相对于含34％CaCl2的那些乳液的粘度高出约1个数量级，如同通过比较图1中的流动曲线所说明的。
实施例3
在该实施例中，用代表了不同的工业油基泥浆的合成滤液和作为完井盐水的3％的KCl对乳液的形成进行了评价。
利用3％的KCl、以25/75的比值制备并乳化了全部五种工业油基泥浆的合成滤液，所述泥浆示于下面报道的表中。
  泥浆序号   第一乳化剂0.33％v/v   第二乳化剂0.13％v/v
  1   Novatec P   Novatec S
  2   Invermul NT   EZ MUL NT
  3   Avoil PE LT   Avoil SE LT
  4   Carbotec   Carbomul
  5   Faze MUL   Faze WET
在所有情况中，制备了乳液，所述乳液在经历数月后仍稳定且粘稠。
实施例4
在该实施例中，用代表了不同的工业油基泥浆的合成滤液和作为完井盐水的CaCl2对乳液的形成进行评价。
利用比重d＝1.25s.g.的CaCl2、以25/75的比值制备并乳化了前述实施例中报道的全部五种工业油基泥浆的合成滤液。在所有情况下，制造了稳定且粘稠的乳液。
防止形成乳液：评价完井液的效果
实施例5
在该实施例中，评价了本专利的防止处理目标的效果。
使用实施例1中所述的相同程序，验证了通过向盐水中添加表面活性剂来防止形成乳液的可能性。所使用的表面活性剂属于非离子的、烷基聚葡萄糖苷的类别，所述表面活性剂溶于用于测试的盐水中。采用的浓度为0.2～1％，如表3中所示。根据电导率值能够看出，所有测试的表面活性剂防止了W/O乳液，因为它们的特征为电导率与所使用盐水的电导率相仿，但SL 4体系例外，该SL 4体系在所使用的浓度下未能提供积极的结果。
实施例6
在该实施例中，用代表了不同的工业油基泥浆的合成滤液和添加了0.5％Glucopon 215的d＝1.25的CaCl2对防止形成乳液的效果进行了评价。
在250ml的高成形的(high-shaped)烧杯中，采用装有矩形孔的格子的赛尔森，利用150ml添加了0.5％的Glucopon 215的d＝1.25(75体积％)的CaCl2对代表了选自5种工业油基泥浆的50ml合成滤液(25体积％)进行乳化并在每分钟5000转下持续10分钟。将水相和油相之间的比值保持恒定以评价所有的合成滤液，假设过量的盐水代表了井田状况。
利用该程序，验证了通过向盐水(有0.5％的Glucopon 215)中添加表面活性剂而防止形成粘稠且稳定乳液的可能性。
在乳化程序的最后，持续了少于30分钟的时间段的所有五个评价体系，显示了极好的油相与水相的分离。两个分离的相是清晰的。
实施例7
用代表了不同工业油基泥浆的合成滤液和添加了0.5％的Glucopon 215的3％的KCl验证了防止形成稳定的乳液。
实施了与实施例6中报道的相同的实验，但是改变了盐水。
在这种情况下，在乳化程序的最后，在少于30分钟的时间段之后，几乎所有五个被评价的体系实现了良好的油相与水相的分离。两个分离相是清晰的。对于来自合成滤液与作为起始滤液中的表面活性剂的利用Carbotec+Carbomul和Faze mul+Faze wet的乳液，观察到总是形成不稳定的乳液，但是需要长得多的分解时间。
分解已经形成的乳液：评价补救液的效果
实施例8
在该实施例中，对用添加了不同浓度的Glucopon 215的盐水对乳液(由合成滤液和d＝1.25的CaCl2制成)进行分解做了评价。
用赛尔森搅拌器制备了与表中编号为1的泥浆相对应的、具有盐水相(d＝1.25的CaCl2)和合成滤液的乳液。乳化的操作条件为在5000rpm下搅拌5分钟。两相之间的比例为25∶75。
制备一系列试样，其中将等体积的盐水(原样使用或添加浓度渐增的Glucopon)与该乳液接触。
利用浊度扫描仪(Turbiscan)通过调节各相的静态分离动力学试验来进行研究。这种仪器能够从池的底部至其顶部来监测试样的透射曲线和反向散射随时间的变化，揭示不同相的存在及其演化。利用该系统，有可能消除视觉观察的主观性并比较以不同方式制备的试样的行为。在上面放置10ml的待测试的分解剂(＝盐水+表面活性剂)和10ml的乳液(由于乳液为油包水型，所以必须保持在上方)。试样的初始测量和其它随后的测量随着时间的消逝，使得随后有可能发生相的反混合，直至起始乳液完全消失。
根据该试验，升高作为用d＝1.25的CaCl2制备的乳液(75水/25油)的分解剂的d＝1.25的CaCl2中的表面活性剂DFE 726和Glucopon 215CS的浓度至5％，来开始评价和比较。证明在该乳液的分解中Glucopon 215更有效，即使在开始时利用DFE的相分离更快。事实上，后者在最高测试浓度(5％)下也没有导致乳液彻底分解。在分解剂/乳液接触21小时之后，将三种被比较的试样拍成图片示于图2中：分别为空白试样(在分解剂中无表面活性剂)和具有5％的DFE的试样和具有5％的Glucopon 215CS UP的试样。能够看出，采用Glucopon，以两个非常清晰的相的形式获得了良好的乳液分解(在仅4个小时内已经形成两个相)，而采用DFE，在水相内部仍保留浑浊的晕状物，在保持一段时间(即使数月)后同样如此。在空白试样中，乳液相的体积不发生变化，但是观察到过量的油的分离。
实施例9
证实乳液的分解，所述乳液由合成滤液和添加了不同浓度的Glucopon 215的不同盐水制成。
确定了根据前面实施例中所述方案利用不同的盐水例如3％的KCl、3％的CaCl2和d＝1.8的CaBr2形成的乳液的分解时间。制备了0.5～5％的Glucopon在盐水中的溶液作为分解剂，使用相同类型的盐水来制备乳液和所述分解剂。
得到的数据综合报导在表4中。在高盐浓度的盐水的存在下，获得了乳液的更快分解。所有测试的Glucopon浓度在不同时间内造成了乳液的完全分解，然而，在缺少表面活性剂时，乳液保持稳定。
实施例10
在该实施例中，用添加了不同浓度Glucopon 215的不同的盐水对由合成滤液和3％的KCl盐水制成的乳液的分解进行了评价。
为了加快乳液的分解速率，证实不同于3％KCl的盐水是否能够以更高的效率携带Glucopon。
在表5中，报导了利用分解剂对由3％KCl制备的乳液的分解时间，所述分解剂在不同的盐水中包含5％和8％的Glucopon。
使用3％的CaCl2代替3％的KCl是有利的，然而高密度的盐水未呈现出具有相同的效率。
实施例11
温度对于用添加了Glucopon 215的CaCl2盐水来分解乳液(由合成滤液和3％的KCl制成)的影响。
通过使乳液与8％的Glucopon 215在3％的KCl和CaCl2中的溶液接触，评价了温度对乳液分解时间的影响，所述乳液由合成滤液和KCl制成。
为了允许更好地辨别乳液的动力学和分解特征，以连续方式在温度控制为40℃的浊度扫描仪上实施这些测试，所述仪器每20分钟自动测量一次。
温度影响使得分解时间相对于在室温下得到的那些时间(1～2天)加快了60％。
在表6中，报导了用3％的CaCl2盐水和KCl盐水对所得到的乳液在室温下和在40℃下进行的分解。
使用10％的CaCl2代替3％的CaCl2认为是有利的，因为即使不会引起分解时间明显变化，也使得可得到更加清晰的Glucopon的溶液，尤其是在使用高浓度的Glucopon的情况下(8％)。
验证在多孔介质中形成乳液和防止它们形成
实施例12
评价因油基滤液与完井盐水相互作用而对多孔介质造成的损坏的试验。
利用实验装置对由流体对钻井和完井阶段期间的生产地层造成的损坏程度进行评价，所述装置使得流体冲洗多孔介质(岩芯)。所述系统由水增压的Hassler池构成，其中插入具有2.54cm直径和各种长度(在我们的试验中，其为7cm)且包含在橡皮套中的岩芯。所述装置允许准确表征岩芯的最初和最终渗透率并对岩芯的残余损坏进行评价。
根据下列程序进行试验：
1.利用流体SF(＝合成滤液)使得岩芯真空饱和，所述流体用于模拟钻井油基泥浆的滤液。所述SF含有用于油基泥浆配方的lamium(基于脂族烃的精炼馏分)和1/10浓度的表面活性剂(第一乳化剂和第二乳化剂)。
2.在确定对油的初始渗透率之后，向岩芯内注入34％的CaCl2盐水，使用装有移动活塞的汽缸将压力保持不变(70巴)。同时，利用连接到数据处理系统的电子天平监测过滤通过岩芯的流体的量。
3.最后，如果岩芯未被彻底堵塞，再次注入SF，并测量对油的最终渗透率。
4.将最终渗透率和初始渗透率的比值确定为岩芯的总损坏。
实施例13-比较
在确定对油的初始渗透率(8mD)之后，在实施例12中第2点所述的工作之后，开始注入CaCl2，压力为75巴。观察到排出5ml的油，随后过滤阻塞。将压力升至90巴，但是在排出另外的5～6ml之后，完全阻塞。尝试以与盐水方向相反的方向注入压力为85～90巴的SF，未能在岩芯中重新建立流动，这导致完全损坏。
实施例14
在实施例12的第2点所述的程序之后，利用添加了1％的表面活性剂GP 215的CaCl2进行试验。观察岩芯的任何阻塞，且在用油冲洗之后其渗透率完全恢复。因此，残余的损坏为零。
现场应用
下文中提供现场应用的一部分最具代表性的案例历史，其中利用添加到完井盐水中的Glucopon来进行所述现场应用以防止形成乳液。
实施例15
在Armida 4bis中，以OBM进行钻井并注入盐水+Glucopon；在Basil 8中，向完井盐水中添加Glucopon以实施用于砂控制的HRWP；在Armida 4中，向盐水中添加Glucopon以在绳索操作期间控制井。
在所有情况下，注意到系统对井生产的益处，该益处根据对完成新水平而进行的估计获得，或者根据其中进行需要关闭井的操作时井的趋势来保持所述益处。
意大利
·Armida 4BIS
井Armida 4BIS
日期31/08/05
(生产持续2个月)
Q气体96.800Sm3/g
FTHP  234kg/cm2
SBHP 483kg/cm2
钻井液OBM
完井液盐水+3％Glucopon
·Basil 8
井Basil 8
日期10/12/05
Q气体225.600Sm3/g(＊)
FTHP  144kg/cm2
SBHP  235kg/cm2
钻井液OBM
完井液用于HRPW的盐水+3％Glucopon
(＊)来自早期生产
＊Armida 4
在绳索操作期间，向盐水中添加Glucopon以控制井。事实上，在这些操作期间，盐水与注入OBM的地层接触，因此产生乳液。随着重新开始井的生产，成功地实施所述操作，而不降低产量。
表1
  ID试验   O∶W混合比   电导率(μs/cm)   在1000s-1下的粘度(cP)   在11s-1下的粘度(cP)
  1   75∶25   0.09   100   2000
  2   50∶50   0.07   ---   ---
  3   25∶75   0.07   ---   ---
  4   盐水100％   180mS/cm   1.5   1.5
表2
盐水和由其制备的乳液的电导率值
  盐水的类型   盐水的电导率(mS/cm)   乳液的电导率(μs/cm)
  3％的CaCl2   43   30
  10％的CaCl2   106.6   36
  38％的CaCl2   ＞200   41
  3％的KCl   53   10
  54％的CaBr2   ＞200   45
表3
表面活性剂/水/SF体系的电导率值
Figure G2008800237880D00131
表4
测试的各种分解剂的乳液分解时间
Figure G2008800237880D00141
表5
用不同的盐水和两种Glucopon浓度对源自3％KCl的乳液的分解时间
盐水  采用5％的Glucopon215CS UP的分解时间   采用8％的Glucopon215CS UP的分解时间
  KCl 3％  6天   2～3天
  CaCl23％  2天   1～2天
CaCl2d＝1.25  2～5天(具有乳液的初始膨胀)
CaBr2d＝1.8  2～5天(具有乳液的初始膨胀)
表6
利用8％的Glucopon在25和40℃下获得的对源自3％KCl的乳液的分解时间，所述Glucopon由两种不同的盐水(3％的KCl和CaCl2)携带
Figure G2008800237880D00151

Claims (6)

1.水基流体的用途，所述水基流体在使用油基泥浆的油井中作为完井液以防止形成W/O反相乳液，所述水基流体包含非离子表面活性剂和可能包含盐，所述非离子表面活性剂选自Cognis的Glucopon215、标记为SL8、SL10的Seppic产品，所述非离子表面活性剂在10～90℃的温度范围内稳定且所述非离子表面活性剂的HLB为8～20并溶于盐含量为0～60wt％的水，其中所述水基流体含有0.1～1wt％的浓度的非离子表面活性剂。
2.根据权利要求1的水基流体的用途，其中所述盐选自浓度为1～35wt％的CaCl2、浓度为1～10wt％的KCl、浓度为40～60wt％的CaBr2。
3.根据权利要求1的水基流体的用途，其中所述非离子表面活性剂的HLB为10～15。
4.根据权利要求1的水基流体的用途，既用于产烃井又用于注水井。
5.根据权利要求1的水基流体的用途，其中所述油基泥浆包含用作分散相的石蜡油和表面活性剂或表面活性剂对，所述表面活性剂对中的一种充当第一乳化剂且另一种充当第二乳化剂。
6.根据权利要求5的水基流体的用途，其中在所述泥浆中，所述第一乳化剂存在的浓度为3～5wt％且所述第二乳化剂存在的浓度为1～3wt％。
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