CN102899008A - 双保型射孔液 - Google Patents
双保型射孔液 Download PDFInfo
- Publication number
- CN102899008A CN102899008A CN2011102094809A CN201110209480A CN102899008A CN 102899008 A CN102899008 A CN 102899008A CN 2011102094809 A CN2011102094809 A CN 2011102094809A CN 201110209480 A CN201110209480 A CN 201110209480A CN 102899008 A CN102899008 A CN 102899008A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fluid
- guarantor
- agent
- protection type
- damage
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
Landscapes
- Lubricants (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
本发明公开了一种双保型射孔液。该射孔液组分水、增粘剂、降滤失剂、防膨剂、表面活性剂和破胶剂的质量份数比为100∶(0.2-0.5)∶(0.8-2)∶(2-3)∶(0.05-0.15)∶(0.05-0.2)，该双保型射孔液具有一定粘度，在保证泵送的同时，能够起到较好的清洁、携屑作用；滤失量低，可尽量减少滤液对地层损害；防膨率高，可以抑制粘土水化膨胀；界面张力低，从而有利于液体返排，降低水锁损害；聚合物的自动降解和破胶剂的应用，消除了聚合物吸附带来的损害；岩心渗透率恢复率高，对油层保护效果好，解决了聚合物类射孔液中的高分子聚合物在地层孔道表面吸附对地层造成损害和对环境的污染问题。
Description
技术领域
本发明涉及一种射孔液，特别涉及一种用于石油勘探开发过程中既能保护油层又能保护环境的射孔液。
背景技术
油气层伤害发生在勘探开发的各个环节，其中射孔完井是陆上油田一种重要的完井方式，射孔试油过程也不可避免地存在一定程度的伤害。在射孔完井作业中，射孔液质量的好坏与油气井产能有直接的关系，射孔液选择不当就会使钻井过程中的保护油层措施前功尽弃，给开发造成严重的危害。
目前，各油田射孔液体系主要有无固相清洁盐水、聚合物、油基、酸基和乳化液等5类。油基、酸基和乳化液射孔液由于价格太高未得到规模应用，实际应用较多的是无固相清洁盐水射孔液，这类射孔液虽无人为加入固相的伤害，价格较为便宜，但其粘度低、携屑能力差、清洗炮眼能力弱、滤失量高、进入油层易与原油乳化、进入低渗层易造成水锁伤害、无机盐稳定粘土时间短，不能防止后续作业的水敏伤害、且不适合漏失较严重的油层。聚合物类射孔液克服了无固相清洁盐水射孔液的一些缺点，但目前的聚合物类射孔液未考虑聚合物本身在地层渗流通道表面吸附会带来一定的损害，应想办法加以解除；同时也均未考虑对环境的影响。
发明内容
为了克服现有聚合物类射孔液存在的不足，本发明提供一种既保护油气层，又保护环境的双保型射孔液。
本发明采用的技术方案是：该双保型射孔液，包括水、增粘剂、降滤失剂、防膨剂、表面活性剂和破胶剂，所述水、增粘剂、降滤失剂、防膨剂、表面活性剂和破胶剂的质量份数比为100∶(0.2-0.5)∶(0.8-2)∶(2-3)∶(0.05-0.15)∶(0.05-0.2)。
上述双保型射孔液中，所述防膨剂为氯化铵；所述表面活性剂为月桂酸二乙醇胺；所述破胶剂为过硫酸铵胶囊；所述降滤失剂为改性淀粉；所述增粘剂为羟丙基胍胶；所述水为自来水。
本发明的有益效果是：采用上述技术方案，该双保型射孔液具有一定粘度，在保证泵送的同时，能够起到较好的清洁、携屑作用；滤失量低，可尽量减少滤液对地层损害；防膨率高，可以抑制粘土水化膨胀；界面张力低，从而有利于液体返排，降低水锁损害；聚合物的自动降解和破胶剂的应用，消除了聚合物本身在地层渗流通道表面吸附带来的损害；岩心渗透率恢复率高，对油层保护效果好；全部采用环保材料，对环境无伤害。
具体实施方式
以下结合实施例对本发明作进一步说明：
下述实施例中所用的材料，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
该双保型射孔液，包括水、增粘剂、降滤失剂、防膨剂、表面活性剂和破胶剂；所述水、增粘剂、降滤失剂、防膨剂、表面活性剂和破胶剂的质量份数比为100∶(0.2-0.5)∶(0.8-2)∶(2-3)∶(0.05-0.15)∶(0.05-0.2)。
其中增粘剂为羟丙基胍胶，用于增加射孔液的粘度，以提高其对固相颗粒的悬浮能力，即携屑能力，同时辅助降低滤失量。降滤失剂为改性淀粉，用于降低射孔液的滤失量，从而降低因滤液侵入地层所带来的对地层的损害。防膨剂为氯化铵，用于抑制地层粘土膨胀。表面活性剂为月桂酸二乙醇胺，用于降低射孔液的界面张力，从而降低因滤液侵入造成的水锁损害。破胶剂为过硫酸铵胶囊，用于降解射孔液中的聚合物，从而降低聚合物本身在地层孔道表面吸附所造成的地层渗透率下降。
各实施例射孔液的性能参数见下表
实施例1、大港油田自25-18新井射孔液的配制
配方为：自来水80000kg，羟丙基胍胶250kg，改性淀粉1200kg，氯化铵2400kg，月桂酸二乙醇胺100kg，过硫酸铵胶囊100kg。
上述射孔液用于大港油田自25-18新井射孔，投产初期日产油量比邻井提高20％以上。
实施例2：大港油田港8-30-1新井射孔液的配制
配方为：自来水44000kg，羟丙基胍胶220kg，改性淀粉350kg，氯化铵1300kg，月桂酸二乙醇胺25kg，过硫酸铵胶囊25kg。
上述射孔液用于大港油田港8-30-1新井射孔，投产初期日产油量比邻井提高20％以上。
实施例3：大港油田自37-32新井射孔液的配制
配方为：自来水85000kg，羟丙基胍胶170kg，改性淀粉1700kg，氯化铵1700kg，月桂酸二乙醇胺125kg，过硫酸铵胶囊170kg。
上述射孔液用于大港油田评价井自37-32新井射孔，投产初期最高日产油4.01t/d。
Claims (7)
1.双保型射孔液，包括水、增粘剂、降滤失剂、防膨剂、表面活性剂和破胶剂，其特征在于：所述水、增粘剂、降滤失剂、防膨剂、表面活性剂和破胶剂的质量份数比为100∶(0.2-0.5)∶(0.8-2)∶(2-3)∶(0.05-0.15)∶(0.05-0.2)。
2.根据权利要求1所述的双保型射孔液，其特征是：所述防膨剂为氯化铵。
3.根据权利要求1所述的双保型射孔液，其特征是：所述表面活性剂为月桂酸二乙醇胺。
4.根据权利要求1所述的双保型射孔液，其特征是：所述破胶剂为过硫酸铵胶囊。
5.根据权利要求1所述的双保型射孔液，其特征是：所述降滤失剂为改性淀粉。
6.根据权利要求1所述的双保型射孔液，其特征是：所述增粘剂为羟丙基胍胶。
7.根据权利要求1所述的双保型射孔液，其特征是：所述水为自来水。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN2011102094809A CN102899008A (zh) | 2011-07-25 | 2011-07-25 | 双保型射孔液 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN2011102094809A CN102899008A (zh) | 2011-07-25 | 2011-07-25 | 双保型射孔液 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN102899008A true CN102899008A (zh) | 2013-01-30 |
Family
ID=47571504
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN2011102094809A Pending CN102899008A (zh) | 2011-07-25 | 2011-07-25 | 双保型射孔液 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN102899008A (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103242810A (zh) * | 2013-05-30 | 2013-08-14 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 保护煤层防塌的钻井液 |
| CN107654215A (zh) * | 2017-09-19 | 2018-02-02 | 河南理工大学 | 一种把煤层气井改造为煤系气井的方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102031094A (zh) * | 2010-11-18 | 2011-04-27 | 原玉红 | 一种抗高温抗盐无固相环保钻完井一体化工作液 |
| CN102093870A (zh) * | 2009-12-14 | 2011-06-15 | 武侯区巅峰机电科技研发中心 | 压裂液添加剂 |
-
2011
- 2011-07-25 CN CN2011102094809A patent/CN102899008A/zh active Pending
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102093870A (zh) * | 2009-12-14 | 2011-06-15 | 武侯区巅峰机电科技研发中心 | 压裂液添加剂 |
| CN102031094A (zh) * | 2010-11-18 | 2011-04-27 | 原玉红 | 一种抗高温抗盐无固相环保钻完井一体化工作液 |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103242810A (zh) * | 2013-05-30 | 2013-08-14 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 保护煤层防塌的钻井液 |
| CN103242810B (zh) * | 2013-05-30 | 2016-01-20 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 保护煤层防塌的钻井液 |
| CN107654215A (zh) * | 2017-09-19 | 2018-02-02 | 河南理工大学 | 一种把煤层气井改造为煤系气井的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2812409B1 (en) | Enhanced oil recovery process using low salinity water | |
| US8935957B2 (en) | Methods of designing a drilling fluid having suspendable loss circulation material | |
| CA2846045C (en) | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same | |
| CA2643835C (en) | Diverting compositions, fluid loss control pills, and breakers thereof | |
| EP2524017B1 (en) | Treatment fluids for wetting control of multiple rock types and associated methods | |
| CN102333840A (zh) | 包含相对渗透性改性剂的处理液和使用方法 | |
| NO327589B1 (no) | Fremgangsmate for komplettering av injeksjonsbronner | |
| NO20151627A1 (en) | Wettability altering fluids during downhole operations | |
| US11125064B2 (en) | Stimulation fluid injection method and NMR verification | |
| WO2014058696A1 (en) | Boron removal system and method | |
| Long et al. | Application of innovative high density high-performance water-based drilling fluid technology in the efficient development and production of ultra-deep complicated formations in the Tian mountain front block in China | |
| AU2015385858B2 (en) | Treatment fluids comprising anhydrous ammonia for use in subterranean formation operations | |
| WO2019209312A1 (en) | Polyamine polyethers as nonemulsifier components | |
| WO2015108812A1 (en) | Composition for and process of recovering oil from an oil-bearing formation | |
| NO20120572A1 (no) | Fluider og fremgangsmater for hydrokarbonutvinningsoperasjoner | |
| CN102899008A (zh) | 双保型射孔液 | |
| CA2976100C (en) | Methods of preparing treatment fluids comprising anhydrous ammonia for use in subterranean formation operations | |
| US7124822B2 (en) | Foamed completion fluids and methods | |
| US10259994B2 (en) | Enhanced subterranean treatment fluids in ionic water or seawater | |
| WO2022103631A1 (en) | Methods of controlling water production from hydrocarbon bearing subterranean formations using dense carbon dioxide compositions | |
| CN103627377A (zh) | 油层保护液 | |
| CN102086380A (zh) | 高密度饱和盐水钻井液 | |
| US20160068736A1 (en) | Reversible foamed wellbore fluids | |
| Duverney et al. | Relative-Permeability Modifiers and Their Use in Acid Stimulation in HP/HT Low-Permeability Carbonate Formations: Offshore Mexico Cases | |
| Crowe et al. | Development of Oil Soluble Resin Mixture for Control of Fluid Loss in Water Base Workover and Completion Fluids |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C12 | Rejection of a patent application after its publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20130130 |