CN103897672B - 钻井用高抗油发泡剂 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种钻井用高抗油发泡剂；各组分按重量份为：脂肪醇10～50份，环氧丙烷2～30份，氢氧化钾0.3～15份，已内酰胺10～50份，椰子油30～80份，三乙醇胺8～40份，水150～500份：该发泡剂既能在水中发泡，也能在不同油水比中发泡，特别是在油与水的比例达到7：3条件下发泡率在3倍以上，即抗油率达70％。

Description

钻井用高抗油发泡剂
技术领域
本发明涉及油气田开发领域，特别涉及开发钻井技术领域，是一种适合强水敏性地层或低压低孔低渗储层的保护中使用的发泡剂。
背景技术
泡沫钻井是提高油气井开发中机械钻速和保护低压低孔低渗储层的重要方式之一。
油气井开采过程就是不断与地层作斗争的过程，一口井到达目的层，需经历各种不同沉积时间或构造变化的地层，这导致地层岩性的非常大变化。常在钻井过程中仅有一段是强水敏性地层，这种地层用常规的钻井液技术，或水基泡沫仍然会引起井下复杂或事故，因而一种既能在水中具有较好泡沫性能，又能在高油水比的混合物中发泡，形成油基泡沫的发泡剂，实现水基和油基泡沫转化的发泡剂，是解决这一问题的关键。
低压低孔低渗油气藏的高效开采的关键是最大限度降低外来流体对低压油气藏孔隙度、渗透率的损害，钻井用高抗油发泡剂可根据储层和全井需要选择水基或油基泡沫体系，以有利于低压低孔低渗储层的需要。
发明内容
本发明的目的是提供一种高抗油发泡剂，应用于强水敏性地层提高机械钻速和低压低孔低渗储层的保护，该发泡剂既使在油的含量超过水的条件下，也能发泡，并在3倍以上。油水比是否超过1：1，通过室内实验容易判断，形成的泡沫钻井流体安全性好，不易燃，具有良好的抗盐、抗钙和抗污染能力和一定的抗温性。
本发明采用的技术方案是：钻井用高抗油发泡剂，其特征是：
一、组成：钻井用高抗油发泡剂包括：脂肪醇、环氧丙烷、氢氧化钾、
已内酰胺、椰子油、三乙醇胺和水
其中：脂肪醇是C8～C10、C8～C14、C8～C18、C12～C18的脂肪醇。
各组份的重量份为：
脂肪醇10～50份；
环氧丙烷2～30份；
氢氧化钾0.3～15份；
已内酰胺10～50份
椰子油30～80份；
三乙醇胺8～40份；
水150～500份。
各组分都属于工业产品，市场有销售。
在油含量超过水含量条件下，发泡效果好的钻井用高抗油发泡剂，各组分的重量份为：
脂肪醇10～45份；
环氧丙烷5～25份；
氢氧化钾0.8～13份；
已内酰胺20～50份
椰子油35～70份；
三乙醇胺12～30份；
水200～450份。
二、制备：
主要设备：
1、具有搅拌、加热、冷却系统的高温高压不锈钢反应釜；
2、具有搅拌、加热、冷却系统的常压不锈钢反应釜。
钻井用高抗油发泡剂的制备方法：
该反应分三步进行。
第一步：
首先将10～50份脂肪醇，0.3～15份氢氧化钾和150～250份水放置于带有搅拌装置的高温高压不锈钢反应釜中，盖上盖后，在不断搅拌的情况下，注入2～30份环氧丙烷，注入完毕后，搅拌1～2小时；
当搅拌至1～2小时后，加搅拌边加温边加入20～50份已内酰胺，并升温至80～120℃，继续反应2～4小时，停止加热；
边搅拌边冷却至室温，得到第一步无色液态反应物。
第二步
再将30～80份椰子油和200～350份水加入到常压不锈钠反应釜中，边升温搅拌边加入8～40份三乙醇胺，温度升到70～90℃后继续搅拌2～5小时；
搅拌2～5小时后，停止加热，边搅拌边用自来水急速降温至室温，得到第二步淡黄至黄色液态反应物。
第三步
将第一步和第二步反应物边搅拌边混合，得到淡黄色至黄色钻井用高抗油发泡剂。
三、使用
将发泡剂加入水中，油与水的比例在7:3的条件下，钻井液用高抗油发泡剂的重量比为0.5～7％，发泡体积在3倍以上。
本发明的有益效果：随着油气田进入开发后期，枯竭油气藏开发过程中的储层保护变得更为重要，在接近正常压力油气藏正常压力钻井，意味着为了保持井壁稳定，枯竭油气藏必须承受过高的压力，压差卡钻，滤液侵入造成严重井漏等问题经常出现。最重要的问题是严重的油气储层损害使得对储层评价的误判或后续的勘探开发没有经济效益。
本发明钻井用高抗油发泡剂抗油率达70％，且形成的是泡沫流体不易燃，安全性强，适合于高含油条件下，在现场不需加保护措施既能安全钻井。它形成的泡沫钻井流体所包含的水含量低，高水敏性地层与这种泡沫钻井流体接触过程中，对高水敏性地层具有良好的保持井壁稳定作用，同时泡沫流体的泡沫集合体对低压裂缝性地层具有良好的防漏堵漏作用。泡沫钻井流体还适合于提高坚硬地层提高机械钻速，特别适合于低压储层或枯竭油气藏的储层保护和低压水平井钻井过程中的储层保护，它能大幅度提高水钻井钻井流体的润滑性。
具体实施方式
实施例1：
钻井用高抗油发泡剂是由：脂肪醇、环氧丙烷、氢氧化钾、已内酰胺、椰子油、三乙醇胺和水组成。各组分的重量份为：
脂肪醇30份；环氧丙烷5份；氢氧化钾3份；已内酰胺20份；椰子油40份；三乙醇胺13份；水350份。
第一步：
首先将30份脂肪醇，3份氢氧化钾和180份水放置于带有搅拌装置的高温高压不锈钢反应釜中，盖上盖后，在不断搅拌的情况下，注入5份环氧丙烷，注入完毕后，搅拌2小时；
当搅拌至2小时后，加搅拌边加温边加入20份已内酰胺，并升温至110℃，继续反应4小时，停止加热；
边搅拌边冷却至室温，得到第一步无色液态反应物。
第二步
再将40份椰子油和170份水加入到常压不锈钠反应釜中，边升温搅拌边加入13份三乙醇胺，温度升到80℃后继续搅拌4小时；
搅拌4小时后，停止加热，边搅拌边用自来水急速降温至室温，得到第二步淡黄至黄色液态反应物。
第三步
将第一步和第二步反应物边搅拌边混合，得到淡黄色至黄色钻井用高抗油发泡剂。
某井钻井施工中，所钻遇地层为大段泥岩，上部为灰色粗砂岩，夹薄层棕黄色含砾泥岩；下部棕黄色含砾泥岩、棕红泥岩。邻井用常规钻井液钻井速度每天2～4m，并且复杂或事故频发。
用实施例1的高抗油发泡剂，在该井段的上部采用水基泡沫钻井流体钻井，上部地层大幅度提高钻井速度，机械钻速为7.8m/h，机械钻速显著提高。但下部地层由于含有极易水化膨胀的棕红色泥岩，出现的卡钻现象，此时在配制泡沫钻井流体的基液中加入60％轻质原油形成的泡沫钻井流体，井下正常，钻井顺利。
流体性质 发泡剂加量(％) 油加量(％) 发泡体积(mL) 半衰期(min)
水基泡沫流体 0.5 0 490 6.9
水基泡沫流体 0.7 0 510 7.2
高抗油泡沫流体 0.7 30 480 6.8
高抗油泡沫流体 1 60 410 ＞8h
高抗油泡沫流体 1.5 70 380 ＞8h
材料名称 例2 例3 例4 例5
脂肪醇 C8～C18 C8～C10 C8～C18 C12～C18
25 25 35 38
环氧丙烷 10 15 21 18
氢氧化钾 4 10 7 8
已内酰胺 30 33 25 40
椰子油 45 65 55 38
三乙醇胺 16 28 25 17
水 300 350 400 370
实施例5为最佳期实施例。

Claims (3)

1.一种钻井用高抗油发泡剂，其特征是：所述高抗油发泡剂通过以下步骤制得：
第一步
A.将10～50份脂肪醇，0.3～15份氢氧化钾和150～250份水放置于带有搅拌装置的高温高压不锈钢反应釜中，盖上盖后，在不断搅拌的情况下，注入2～30份环氧丙烷，注入完毕后，搅拌1～2小时；
B.搅拌至1～2小时后，加搅拌边加温边加入10～50份已内酰胺，并升温至80～120℃，继续反应2～4小时，停止加热；
C.边搅拌边冷却至室温，得到第一步无色液态反应物；
第二步
A.将30～80份椰子油和200～350份水加入到常压不锈钠反应釜中，边升温搅拌边加入8～40份三乙醇胺，温度升到70～90℃后继续搅拌2～5小时；
B.搅拌2～5小时后，停止加热，边搅拌边用自来水急速降温至室温，得到第二步淡黄至黄色液态反应物；
第三步
将第一步和第二步反应物边搅拌边混合，得到淡黄色至黄色钻井用高抗油发泡剂；
所述的脂肪醇是C8～C10、C8～C14、C8～C18、C12～C18的脂肪醇。
2.根据权利要求1所述的钻井用高抗油发泡剂，其特征是：各组份的按重量份为：
脂肪醇10～45份；
环氧丙烷5～25份；
氢氧化钾0.8～13份；
已内酰胺20～50份
椰子油35～70份；
三乙醇胺12～30份；
水200～450份。
3.一种权利要求1所述的钻井用高抗油发泡剂的制备方法，其特征是：
第一步
A.将10～50份脂肪醇，0.3～15份氢氧化钾和150～250份水放置于带有搅拌装置的高温高压不锈钢反应釜中，盖上盖后，在不断搅拌的情况下，注入2～30份环氧丙烷，注入完毕后，搅拌1～2小时；
B.搅拌至1～2小时后，加搅拌边加温边加入10～50份已内酰胺，并升温至80～120℃，继续反应2～4小时，停止加热；
C.边搅拌边冷却至室温，得到第一步无色液态反应物；
第二步
A.将30～80份椰子油和200～350份水加入到常压不锈钠反应釜中，边升温搅拌边加入8～40份三乙醇胺，温度升到70～90℃后继续搅拌2～5小时；
B.搅拌2～5小时后，停止加热，边搅拌边用自来水急速降温至室温，得到第二步淡黄至黄色液态反应物；
第三步
将第一步和第二步反应物边搅拌边混合，得到淡黄色至黄色钻井用高抗油发泡剂。
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