CN102031096A - 一种海水基微泡完井液 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种海水基微泡完井液，包括：碳酸钠0.1～0.2％、氢氧化钠0.10～0.15％、羟丙基淀粉1～2％、改配黄原胶0.3～0.5％、十二烷基磺酸钠0.1～0.4％、十二烷基苯0.1～0.3％、甲酸钾1～4％、表面活性剂2～4％、苯并三唑0.1～0.2％，余量为水；其中，所述百分比为重量百分比。本发明除具有普通完井液优良特性外，还具有防漏堵漏能力优越、微泡抗压能力强，流变性良好、密度可调的特点，可适用于低压、易漏及多压力系统地层。

Description

一种海水基微泡完井液

技术领域

本发明涉及一种完井液，特别是指一种适用于低压、易漏及多压力系统地层油气钻探工程的海水基微泡完井液。

背景技术

井漏是地层压力小于液柱压力时，钻井液、完井液、修井液等工作流体大量漏入地层的现象。井漏会引起井下事故或复杂情况，导致施工时间延长，作业成本增加，甚至是油气井报废，进而造成严重资源浪费和巨大经济损失。2003年，全球仅堵漏费用约为8亿美元，且不包括由井漏造成井下事故后处理事故所投入的资金。不仅如此，由于大量工作液进入油气层，造成储层产油气能力下降，还要投入更大的人力和物力来提高产量和采收率，影响了油田经济效益。因此，要提高油田经济效益，必须从根本上控制工作液漏失。然而，人类无法探知地层漏失通道存在与否，只能努力研发预防漏失和漏失后高效封堵地层的封堵材料。

为了防止工作液漏入地层，或者漏失发生后能迅速成功封堵漏失通道，尽快恢复作业，作业者使用了几乎所有的材料，包括橡胶、水泥、纤维、塑料、聚合物、无机胶凝、油溶性树脂、沥青、黏稠树脂、酸溶性堵漏材料、微化粉纤维等。但有的材料大小和形状与地层漏失通道大小和形状不匹配，控制漏失效果不理想；有的在高温作用下强度低、承压能力差；有的无法在钻井、完井或修井正常作业的同时，防止漏失和遇到漏失层后自行堵漏。

为改善封堵效果，科学家从刚性材料入手，研究材料大小与漏失通道大小的匹配问题。先后提出1/3架桥规则、2/3架桥规则、孔喉网络模型、理想充填理论、D90充填规则、屏蔽暂堵分形理论，以及固相颗粒多组分滤失模型等，试图计算出大小合适的封堵材料，全面封堵地层漏失通道。由于地下岩石的孔隙大小、分布很不均匀，无法利用理论计算的材料大小封堵地层。同时，地下漏失通道的形状很不规则，用形状较规则的材料，封堵形状不规则的漏失通道，效果肯定不尽人意。因此，这些理论有的在一定程度上解决了漏失问题，有的仅仅停留在理论上。

在封堵效果不理想的情况下，空气、雾、泡沫、可循环泡沫、微泡等气体型流体被用于油气井钻完修井作业。虽然解决了堵漏材料与漏失通道大小和形状的匹配问题，但这些工作流体除可循环泡沫、微泡外，对地层稳定性要求较高，对地层流体适应性较差，无法完成深层油气井作业，而且需要特殊设备，限制了应用范围。可循环泡沫仅在井深200m以上存在，普通微泡则在井深2000m以下不再存在。同时，被生物、医学、农业、矿业等诸多领域应用的微泡，几乎是常压下使用，没有涉及高压问题。

目前，大部分油气田处于开发中后期，漏失日趋严重，亟需控制油气井漏失的新方法和新材料。完井液是油气井建井过程中必需的材料，油气井完井准备建井生产过程中，完井液漏失将使顺利完井遇到许多困难，轻则无法顺利完井，造成完井成本大量增加，重则造成储层伤害，减产或者油气井无生产能力，甚至油气井报废。从目前来看，封堵漏失地层，降低完井液漏失量是解决这一问题的方法，改善完井液的防漏堵漏性能，从而提高地层的承压能力是解决这一问题最可行的办法之一。

堵漏剂是已经证实的，能够封堵地层漏失通道的有效处理剂之一，但是堵漏剂颗粒及封堵半径难确定，易伤害储层，对于多套压力系统共存的地层，使用堵漏剂效果更差，不能有效地解决完井过程中的完井液漏失问题。

氮气泡沫及可循环泡沫能够在一定程度上解决地层漏失问题。但氮气泡沫及可循环泡沫存在着成本高、密度调节困难、对多压力系统地层不适用等问题，这些不足限制了其在完井过程中的应用。

发明内容

针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种海水基微泡完井液，除具有普通完井液优良的特性，还能够提高地层承压能力，解决完井过程中完井液漏失问题，配制简易，密度可调，可适用于低压、易漏及多压力系统地层。

本发明所提供的一种海水基微泡完井液，包括：碳酸钠0.1～0.2％、氢氧化钠0.10～0.15％、羟丙基淀粉1～2％、改配黄原胶0.3～0.5％、十二烷基磺酸钠0.1～0.4％、十二烷基苯0.1～0.3％、甲酸钾1～4％、表面活性剂(PF-SATRO)2～4％、苯并三唑0.1～0.2％，余量为水；其中，所述百分比为重量百分比。

本发明除具有普通完井液优良特性外，还具有防漏堵漏能力优越、微泡抗压能力强，流变性良好、密度可调的特点，可适用于低压、易漏及多压力系统地层。

具体实施方式

下面通过具体实施例进一步详细说明本发明的一种海水基微泡完井液的特点及使用效果，但本发明并不因此而受到任何限制。

1、本发明的一种海水基微泡完井液的配制

按照下表1中的比例配制本发明的1#、2#、3#海水基微泡完井液：

表1海水基微泡完井液处理剂加量

上述羟丙基淀粉、改配黄原胶为高分子聚合物，十二烷基磺酸钠、十二烷基苯、PF-SATRO为表面活性剂，苯并三唑为氢氧化合物。碳酸钠、氢氧化钠、羟丙基淀粉、改配黄原胶、十二烷基磺酸钠、十二烷基苯、PF-SATRO、苯并三唑、甲酸钾均为普通工业产品。

本发明的海水基微泡完井液的配制方法具体按照以下操作进行：

1.1在400mL过滤海水中加入指定量的碳酸钠与氢氧化钠；

1.2边搅拌，边按指定量缓慢加入羟丙基淀粉，转速为10000rpm，加完后再搅拌10min；

1.3边搅拌，边按指定量缓慢加入改配黄原胶，转速为10000rpm，加完后再搅拌10min；

1.4边搅拌，边按指定量缓慢加入十二烷基磺酸钠，转速为10000rpm，加完后再搅拌10min；

1.5边搅拌，边按指定量缓慢加入十二烷基苯，转速为10000rpm，加完后再搅拌10min；

1.6边搅拌，边按指定量缓慢依次加入甲酸钾、PF-SATRO、苯并三唑，转速为10000rpm，加完后再搅拌10min。

2、本发明性能测试按如下步骤进行：

2.1密度测定

用合适量程的完井液用液体密度计，测量海水基微泡完井液密度。

2.2塑性粘度、动切力和静切力测定

2.2.1仪器

采用青岛同春石油仪器有限公司ZNN-D6型旋转粘度计，该粘度计是以电动机为动力的旋转型仪器。钻井液处于两个同心圆筒间的环形空间内。外筒(或称转筒)以恒速(rpm)旋转。转筒在钻井液中的旋转对内筒(或称悬锤)产生扭矩，扭力弹簧阻止内筒的旋转，而与悬锤相连的表盘指示悬锤的位移。

2.2.2测定程序

注意：仪器最高工作温度为93℃。如要测定温度高于93℃的钻井液，应使用实心的金属内筒或内部完全干燥的空心金属内筒。因为当浸入到高温钻井液中时，空心内筒内部的液体可能会蒸发而引起内筒的破裂。

2.2.2.1测量并记录钻井液的温度，以℃为单位表示；

2.2.2.2将样品注入到容器中，并使转筒刚好浸入至刻度线处；

2.2.2.3开启仪器，调节转速在600rpm档，待表盘读值恒定后，读取并记录表盘读值；

2.2.2.4调节转速在300rpm档，待表盘读值恒定后，读取并记录表盘读值；

2.2.2.5调节转速在600rpm档，搅拌钻井液样品10s，而后静置完井液样品10s；

2.2.2.6调节转速在3rpm档，并记录表盘最大读值；

2.2.2.7调节转速在600rpm档，搅拌钻井液样品10s，而后静置完井液样品10min；

2.2.2.8调节转速在3rpm档并记录表盘最大读值。

2.2.3计算

按式(1)、式(2)、式(3)和式(4)分别计算塑性粘度、动切力、初切、终切。

PV＝θ₆₀₀-θ₃₀₀                            (1)

$\mathrm{YP}=\frac{1}{2}({\mathrm{\θ}}_{300}-\mathrm{PV})---\left(2\right)$

$G_{10s}=\frac{1}{2}{\mathrm{\θ}}_{3s}---\left(3\right)$

$G_{10\min }=\frac{1}{2}{\mathrm{\θ}}_{3\min }---\left(4\right)$

式中：PV为塑性粘度，mPa·s；YP为动切力，Pa；G_10s为初切，Pa；G_10min为终切，Pa；θ₆₀₀、θ₃₀₀为600rpm、300rpm时的恒定读值，无量纲；θ_3s为2.2.2.6中表盘读值，无量纲；θ_3min为2.2.2.8中表盘读值，无量纲。

2.3pH值的测定

用玻璃棒滴海水基微泡完井液于pH试纸上，对照标准色阶读数。

2.4堵漏性能测定

静态堵漏实验，使用改进的华北石油管理局钻井工艺研究院DLM-01A型堵漏模拟装置，选择40～60目砂做砂床堵漏实验。加驱压5.5MPa，回压0.5MPa，记录漏失量及堵漏时间。

动态堵漏实验，使用海安石油科研仪器有限公司疏松砂岩产能模拟系统，选取渗透率小于0.5～1μm²地层岩心或人造岩做岩心堵漏实验。加驱压5.5MPa，回压0.5MPa，剪切速率300s^-1，记录漏失量及堵漏时间。

由以上测试步骤2～4，得到以下结果：

表2 1#海水基微泡完井液性能测试表

项目	要求	测试值
			密度，g/cm3	0.80～0.85	0.81
pH值	9～11	10
			塑性粘度，mPa·s	25～35	31
动切力，Pa	10～20	12
			初/终切，Pa/Pa	1～3/1～3	1/2
静态漏失量，mL/30min	≤5	0
			动态漏失量，mL/30min	≤5	0

表3 2#海水基微泡完井液性能测试表

项目	要求	测试值
			密度，g/cm3	0.85～0.90	0.89
pH值	9～11	10
			塑性粘度，mPa·s	10～20	16
动切力，Pa	10～20	16
			初/终切，Pa/Pa	1～3/1～3	2/3
静态漏失量，mL/30min	≤5	0
			动态漏失量，mL/30min	≤5	0

表4 3#海水基微泡完井液性能测试表

项目	要求	测试值
			密度，g/cm3	0.95～1.00	0.99
pH值	9～11	10
			塑性粘度，mPa·s	20～30	21
动切力，Pa	20～30	26
			初/终切，Pa/Pa	1～3/2～4	3/4
静态漏失量，mL/30min	≤5	0
			动态漏失量，mL/30min	≤5	0

测试数据表明，本发明在静止或流动状态，均能有效封堵漏失地层；密度可调，适用于不同压力地层。本发明的完井液的各项性能指标均达到设计要求。

Claims (1)

1.一种海水基微泡完井液，包括：碳酸钠0.1～0.2％、氢氧化钠0.10～0.15％、羟丙基淀粉1～2％、改配黄原胶0.3～0.5％、十二烷基磺酸钠0.1～0.4％、十二烷基苯0.1～0.3％、甲酸钾1～4％、表面活性剂2～4％、苯并三唑0.1～0.2％，余量为水；其中，所述百分比为重量百分比。