CN102757773A - 强抑制性无固相碱性完井液 - Google Patents

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袁俊秀
王康
金钢
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杨智中
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Abstract

本发明属于石油化工钻井技术领域，涉及用于高水敏的、粘土含量较高的低渗透油藏油气钻探工程用的强抑制性无固相碱性完井液。包括抑制剂1.0％～5.0％；粘度调节剂0.1～2.0％；缓蚀剂0.1％～2.0％；降滤失剂1.0％～3.0％；润滑剂0.2～2.0％；密度调节剂和pH值调节剂加量根据所需完井液的密度和pH值确定，密度调节范围1.05～116g·cm-3，pH7.0～11.5；余量为完井液配制用水。本发明完井液体系不仅具有良好的抑制性和降滤失性能，同时还具备良好的缓蚀性能，能够减缓地层中酸性气体对套管的腐蚀速度，该体系与地层流体包括地下水、洗井用水或者含盐水混合不产生沉淀。

Description

强抑制性无固相碱性完井液
技术领域  本发明属于石油化工钻井技术领域，提供一种用于高水敏的、粘土含量较高的低渗透油藏油气钻探工程用的强抑制性无固相碱性完井液。
背景技术  完井液技术在保护储层的钻井工艺技术中扮演着非常重要的角色。为了最大程度地提高油气井产能和充分保护储层，在钻进油气产层前需下套管，用专门设计的完井液代替常规钻井液钻进，可减轻对油气层的伤害。对于高水敏的、粘土含量较高的低渗透油藏，在打开油藏过程中，钻井、完井等先前作业引起的油层伤害较为严重，它可使水井吸水状况变差，吸水厚度降低，使油井的产能降低，甚至完全丧失产油能力。
在国内外石油钻井施工中，目前使用较多的是含有膨润土和较高固相的溴盐、钙盐完井液，然而完井液作为第一种与储层接触的工作液，完井液中的固相颗粒尤其是高分散的粘土颗粒很容易侵入储层，对储层造成伤害，使储层渗透率大大降低，从而使油气产量急剧下降；同时溴盐、钙盐完井液与地层中离子会相互作用，引起残渣伤害，或与储层矿物作用，引起水敏性粘土矿物水化膨胀，伤害油气层，特别是对高水敏的、粘土含量较高的低渗透油藏伤害更大，因此选择使用于此类地层的完井液的类型与组成时，既要考虑在钻井作业全过程中保证油气井的稳定，又必须保护生产层使其不受损害。
中国石油大学和长江大学的学者针对钻井、固井或压井、修井等作业过程中固相微粒和液相侵入损害以及各种作业液之间、各种作业液与储层流体、矿物之间的不配伍性造成的储层损害，研制出了改善储层的进攻型隐形酸完井液。该体系中的隐形酸螯合剂隐形酸能够在井下释放出H+，对地层具有一定的酸化作用，可以有效地降低地层中的有机垢和无机垢，但是由于该体系呈弱酸性，会对套管及管道产生腐蚀，往往造成套管穿孔、油井停产，严重影响油气井产能及安全。
中国石油大学李公让等人分别研究了无固相有机盐甲甙完井液。室内研究表明，无固相甲酸盐甲甙完井液具有较强的抑制性能，相对膨胀率可降至10％，且对筛管不会产生堵塞。但是该体系对高水敏地层的抑制能力不够。
发明内容  本发明的目的在于克服以上技术不足，而提供的一种用于高水敏的、粘土含量较高的低渗透油藏油气钻探工程用的完井液——强抑制性无固相碱性完井液。
本发明的完井液体系包括抑制剂、粘度调节剂、缓蚀剂、聚合物降滤失剂、非离子型聚合物类润滑剂、密度调节剂、pH调节剂；其中各组分的质量百分比含量为：抑制剂的加量为1.0％～5.0％；粘度调节剂的加量为0.1～2.0％；缓蚀剂为0.1％～2.0％；降滤失剂为1.0％～3.0％；润滑剂加量为0.2～2.0％；密度调节剂的加量和pH值调节剂加量根据所需完井液的密度和pH值确定，完井液体系密度调节范围在1.05～1.16g·cm-3之间，pH在7.0～11.5之间；余量为完井液配制用水。
一般地，本发明完井液体所述的抑制剂为聚胺类物质，抑制剂的加量为体系重量的1.0％～5.0％，聚胺类物质为以下A、B、C通式中的一种或者几种的混合物：
Figure BDA0000057555250000021
其中x、y值：0～22；R1、R2、R3为可独立选择的直链或者支链的-CnH2n+1，n从2～5
B：H2N(CH2)xNH2
其中x、y值：1～12
Figure BDA0000057555250000022
其中x、y值：0～22；R1、R2、R3为可独立选择的直链或者支链的-CnH2n+1，n从2～5
所述的粘度调节剂选自：XC生物聚合物、羟乙基纤维素HEC、淀粉、改性淀粉类物质，添加种类为其中的一种或者几种的混合物，加量为完井液体系重量的0.1～2.0％。
所述的缓蚀剂选自含氮类物质，具体为十二胺、己二胺、咪唑啉及其衍生物、长链季胺、烷氧基胺以及其它胺的衍生物，添加种类为其中的一种或者几种的混合物，加量为体系重量的0.1％～2.0％。
所述的降滤失剂为：聚阴离子纤维素类物质或者聚丙烯酸盐类物质PAC-HV，加量为体系重量的1.0％～3.0％。
所述的润滑剂选择为非离子型含有醚键的聚合物润滑剂，加量为体系重量的0.2％～2.0％.
所述的密度调节剂选自：NaCl、KCl、重晶石或者碳酸钙中的一种或者几种的混合物，加量随体系密度而定，体系密度在1.05～1.16g·cm-3之间
所述的pH调节剂选自NaOH或Na2CO3中的一种或者两者的混合物，体系pH值在7.0～11.5之间。
本发明完井液体系不仅具有良好的抑制性和降滤失性能，同时还具备良好的缓蚀性能，能够减缓地层中酸性气体对套管的腐蚀速度，该体系与地层流体包括地下水、洗井用水或者含盐水混合不产生沉淀。
具体实施方式  下面结合实施例说明本发明。
实施例1  称取6.0g端氨基聚醚、1.0gHEC、1.0g十二烷基胺盐、4.0g聚阴离子纤维素、5.0g聚乙二醇2000，在常温常压下，以常规配制方法依次加入300mL清水中，混合均匀，用NaCl和NaOH分别调节溶液的密度为1.08g·cm-3，pH为10.8，作用完井液待用。
实施例2  称取6.0g乙二胺、1.5g XC生物聚合物、1.5g2-烷基-N-羟乙基-N-羟丙基磺酸咪唑啉、6.0gPAC-HV、3.0g聚乙二醇2000，在常温常压下，以常规配制方法依次加入300mL清水中，混合均匀，用KCl和Na2CO3分别调节溶液的密度为1.10g·cm-3，pH为9.8，作用完井液待用。
实施例3  称取10g端氨基聚醚、1.5g HEC、1.5g 2-烷基-N-羟乙基-N-羟丙基磺酸咪唑啉、6.0g聚阴离子纤维素、3.0g聚乙二醇2000，在常温常压下，以常规配制方法依次加入300mL清水中，混合均匀，用KCl和Na2CO3分别调节溶液的密度为1.10g·cm-3，pH为10.2，作用完井液待用。
按照GB/T 16783-1997测试完井液常温常压下流变性能，按照中国石油天然气行业标准评价SY/T 6335-1997测试完井液抑制性。具体性能见表1：
表1  完井液性能测试
实施例 PV/mPa·s YP/Pa APIFL/mL   线性膨胀率％
  例1   20.0   12.0   10.5   81.0
  例2   14.4   9.3   8.7   89.2
  例3   18.6   10.1   6.2   74.4
从以上实施例测试数据来看，本发明完井液性能良好。

Claims (8)

1.强抑制性无固相碱性完井液，其特征是该完井液体系包括抑制剂、粘度调节剂、缓蚀剂、聚合物降滤失剂、非离子型聚合物类润滑剂、密度调节剂、pH调节剂；其中各组分的质量百分比含量为：抑制剂的加量为1.0％～5.0％；粘度调节剂的加量为0.1～2.0％；缓蚀剂为0.1％～2.0％；降滤失剂为1.0％～3.0％；润滑剂加量为0.2～2.0％；密度调节剂的加量和pH值调节剂加量根据所需完井液的密度和pH值确定，完井液体系密度调节范围在1.05～1.16g·cm-3之间，pH在7.0～11.5之间；余量为完井液配制用水。
2.根据权利要求1所述的完井液体，其特征是所述的抑制剂为聚胺类物质，抑制剂的加量为体系重量的1.0％～5.0％，聚胺类物质为以下A、B、C通式中的一种或者几种的混合物：
其中x、y值：0～22；R1、R2、R3为可独立选择的直链或者支链的-CnH2n+1，n从2～5
B：H2N(CH2)xNH2
其中x、y值：1～12
Figure FDA0000057555240000012
其中x、y值：0～22；R1、R2、R3为可独立选择的直链或者支链的-CnH2n+1，n从2～5。
3.根据权利要求1所述的完井液体，其特征是所述的粘度调节剂选自：XC生物聚合物、羟乙基纤维素HEC、淀粉、改性淀粉类物质，添加种类为其中的一种或者几种的混合物，加量为完井液体系重量的0.1～2.0％。
4.根据权利要求1所述的完井液，其特征是所述的缓蚀剂选自含氮类物质，具体为十二胺、己二胺、咪唑啉及其衍生物、长链季胺、烷氧基胺以及其它胺的衍生物， 添加种类为其中的一种或者几种的混合物，加量为体系重量的0.1％～2.0％。
5.根据权利要求1所述的完井液，其特征是所述的降滤失剂为：聚阴离子纤维素类物质或者聚丙烯酸盐类物质PAC-HV，加量为体系重量的1.0％～3.0％。
6.根据权利要求1所述的完井液，其特征是所述的润滑剂选择为非离子型含有醚键的聚合物润滑剂，加量为体系重量的0.2％～2.0％。
7.根据权利要求1所述的完井液，其特征是所述的密度调节剂选自：NaCl、KCl、重晶石或者碳酸钙中的一种或者几种的混合物，加量随体系密度而定，体系密度在1.05～1.16g·cm-3之间。
8.根据权利要求1所述的完井液，其特征是该体系pH调节剂选自NaOH或Na2CO3中的一种或者两者的混合物，体系pH值在7.0～11.5之间。 
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