CN103965844A - 低密度微泡修井液 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种低密度微泡修井液，由清水、羟丙基淀粉醚、黄原胶、十二烷基硫酸钠、十二烷基苯磺酸钠、硫脲和氯化钾组成。上述硫脲的纯度为90％以上。上述氯化钾的纯度为90％以上。本发明低密度微泡修井液能够为低压漏失井采油修井作业提供技术支持，能广泛应用于低压砂岩、低压裂缝性油气藏、低压稠油油藏等压差大、易发生严重漏失的油藏检泵、冲砂洗井作业。
Description
技术领域
本发明涉及一种针对油田低压漏失井修井作业所用的微泡类气液两相型修井液。
背景技术
目前，各大油田均已进入开发中后期，大部分油井、油层能量亏损严重，漏失井、漏失层相应增多，压力系数急速下降。在完井及修井作业中产生大量的液体漏失，不仅污染油层，还带来了重大的经济损失。目前针对低压漏失井所采用的技术主要包括以屏蔽暂堵技术为主的防漏失修井液体系和低密度泡沫流体。屏蔽暂堵防漏失修井液主要是在体系中添加不同粒径的暂堵剂以达到屏蔽暂堵地层的目的。但是由于暂堵剂颗粒较规则很难与地层非均质性相匹配，难以高效封堵，而且对于含水较高的油层解堵是问题，对于电泵井还存在着固相颗粒堵塞井下工具的风险，因此该技术有一定局限性。此外目前针对低压修井作业所用的低密度泡沫流体虽然解决了部分漏失问题，但普通泡沫稳定性较差、抗压能力弱仅存在于浅层（小于1000米），而且对于某些充气泡沫流体还存在着配制成本高，现场使用不便等问题。因此有必要研究出一种稳定强较强的低密度微泡修井液，既可以存在于深层（2000米），具有较强的抗温抗压能力，而且本身不存在固相成分，没有堵塞井下工具的风险，而且还具有较好的返排解堵能力和油层保护效果。
发明内容
针对上述现有技术存在的缺陷，本发明的目的是提供一种低密度微泡修井液，为现场低压漏失油井修井作业提供技术支持。
为解决上述技术问题，本发明低密度微泡修井液由下述质量配比的组分组成:清水90-100份、羟丙基淀粉醚1.16-1.81份、黄原胶0.45-0.66份、十二烷基硫酸钠0.25-0.86份、十二烷基苯磺酸钠0.25-0.86份、硫脲0.31-0.66份、氯化钾1-2份。
上述硫脲的纯度为90%以上。
上述氯化钾的纯度为90%以上。
本发明按质量份数配比方法配制如下：
在烧杯中加入清水，随后加入羟丙基淀粉醚后高速搅拌10-15分钟，随后缓慢加入黄原胶高速搅拌约20分钟，之后加入十二烷基硫酸钠和十二烷基苯磺酸钠搅拌20-30分钟，最后加入硫脲和氯化钾，搅拌5-10分钟，即可配出成品。
和现有修井液相比，本发明低密度微泡修井液具有以下优点：
1、本发明低密度微泡修井液稳定性较强，在低压漏失井修井作业中，可以降低液柱压力，减小压差，控制漏失。
2、本发明低密度微泡修井液堵漏能力强且不含固相成分，不存在堵塞井下工具的风险，而且微泡本身还具有一定的强度和韧性，具有可变形性、可压缩性，能够自匹配各种漏失通道，适用于各种类型的低压漏失井，解决了颗粒暂堵剂与地层非均质性匹配难的问题，弥补了暂堵剂在使用中存在的缺陷。
3、本发明低密度微泡修井液具有较好的油层保护性能，以及良好的返排能力，便于作业完毕后及时返排井内液体。
附图说明
图1为本发明微泡修井液粘温曲线图；
图2为本发明微泡体系侵入不同渗透率岩心深度对比图；
图3为实验1井生产曲线图；
图4为实验2井生产曲线图。
具体实施方式
下面结合实验实例及具体应用过程对本发明做进一步详细说明：本发明低密度微泡修井液所需组分均为工业用品，可从市场购置。
羟丙基淀粉醚，北京康普汇维科技有限公司
黄原胶，型号：HV，山东中轩股份有限公司
十二烷基硫酸钠，天津博迪股份有限公司
十二烷基苯磺酸钠，天津博迪股份有限公司
氯化钾，纯度：90%以上
硫脲，纯度：90%以上
上述的羟丙基淀粉醚在文中又称为稳泡剂A，黄原胶又称为稳泡剂B，十二烷基硫酸钠和十二烷基苯磺酸钠并称为复合发泡剂，氯化钾又称为防膨剂，硫脲又称为除氧剂。
本发明低密度微泡修井液的制备方法，包括下述步骤：
现场配制方法：
以200份清水为例，200份清水在实际生产中可代表20吨清水。首先在一个30方带有搅拌器的配液罐中加入清水200份，最好将配液罐中的清水基液液面调整到搅拌叶附近以充分发挥搅拌器的搅拌效应，从而提高搅拌力度，其次循环配液罐中200份清水通过加料漏斗，并在加料漏斗中缓慢加入羟丙基淀粉醚3份，搅拌10分钟；再缓慢均匀加入黄原胶1.2份，同时加入0.6份十二烷基硫酸钠、0.4份十二烷基苯磺酸钠，搅拌20-30分钟；再加入硫脲1.2份，氯化钾2份，搅拌10分钟，即可配出成品。
本发明稳泡机理在于基液中添加的稳泡剂能为体系中的微泡提供稳泡环境，它是通过大分子物质的水化效应能增加体系的塑性粘度，使微泡中的增粘水层更加稳定；通过流度控制技术增加微泡的液膜强度和厚度，从而提高微泡的稳定性。在此稳泡环境下同时加入两种同类型的发泡剂，通过表面活性剂间的协同效应能增加活性分子间的吸附强度，从而增加膜的强度，使发泡剂的发泡量更大，半衰期更长，更稳定。而发泡剂发泡需要搅拌器搅拌使体系中混入空气，而稳泡剂使体系拥有一定的粘度，会降低搅拌器的搅拌力度，因此要合理控制水位，以使搅拌器搅拌功效发挥到最大。体系中的微泡具有较高的强度和韧性，具有一定抗温、抗压能力，不仅可以降低液柱压力减小压差控制漏失，而且还可以在油层孔喉表明形成一层致密的微泡屏蔽带控制漏失，具有双重功效。此外该体系还具有较低的失水量、能有效降低油水界面张力，减轻水锁伤害，还具有良好的防止粘土膨胀的性能，具有良好的保护油层效果。
本发明在室内试验成功并在现场成功试验2口井，有效率100%，平均每口井恢复率133.8%，平均恢复期2天，平均每口井缩短恢复期1.6天，油层保护效果明显。
实例1到实例5室内试验中每份物质均代表实际应用中1g该物质。
实例1:实验室内以300份清水为例，首先在一个容积为500毫升的烧杯中，用量筒量取300份清水作为基液，先加入羟丙基淀粉醚5.43份，高速搅拌10分钟；再缓慢均匀加入（边搅拌、边加入）黄原胶1.98份，高速搅拌20分钟；搅拌20分钟后同时加入2.58份十二烷基硫酸钠、2.58份十二烷基苯磺酸钠，高速搅拌10-15分钟；加入硫脲1.98份搅拌5-10分钟，加入氯化钾3份搅拌5分钟，即可配出成品。
本发明低密度微泡修井液抗温达110度见图1，密度在0.85见表1，API滤失仅为10.3ml/30min见表1，高温高压滤失仅为15.6ml/30min见表1，10兆帕下不同渗透率岩心最高侵入深度仅为3.15cm见图2,体系抗盐可达10%见表2，抗钙可达3%见表3，抗油污可达15%以上见表4，稳定性较高，弥补了常规泡沫体系的缺陷。
表1本发明低密度微泡修井液流变性
表2本发明低密度微泡修井液抗盐性能评价
| 添加盐量，% | 密度，g/cm3 | 微泡质量 |
| 0 | 0.8400 | 微小均匀 |
| 1%Nacl | 0.8456 | 微小均匀 |
| 2%Nacl | 0.8476 | 微小均匀 |
| 3%Nacl | 0.8499 | 微小均匀 |
| 4%Nacl | 0.8580 | 微小均匀 |
| 5%Nacl | 0.8525 | 微小均匀 |
| 6%Nacl | 0.8588 | 微小均匀 |
| 7%Nacl | 0.8625 | 微小均匀 |
| 8%Nacl | 0.8766 | 微小均匀 |
| 9%Nacl | 0.8890 | 微小均匀 |
| 10%Nacl | 0.8998 | 略微增大 |
表3本发明低密度微泡修井液抗钙性能评价
| 添加钙量，% | 密度，g/cm3 | 微泡质量 |
| 0 | 0.8356 | 微小均匀 |
| 1%Cacl2 | 0.8716 | 微小均匀 |
| 2%Cacl2 | 0.8926 | 微小均匀 |
| 3%Cacl2 | 0.8950 | 微小均匀 |
| 4%Cacl2 | 0.95 | 较大 |
| 5%Cacl2 | 0.95 | 较大 |
表4本发明低密度微泡修井液抗油污染性能评价
| 添加煤油量，% | 密度，g/cm3 | 微泡质量 |
| 0 | 0.8292 | 微小均匀 |
| 3%煤油 | 0.8292 | 微小均匀 |
| 6%煤油 | 0.8281 | 微小均匀 |
| 9%煤油 | 0.8168 | 微小均匀 |
| 12%煤油 | 0.8199 | 微小均匀 |
| 15%煤油 | 0.8188 | 微小均匀 |
实例2:实验室内以200份清水为例，首先在一个容积为500毫升的烧杯中，用量筒量取200份清水作为基液，先加入羟丙基淀粉醚2.32份，高速搅拌10分钟；再缓慢均匀加入（边搅拌、边加入）黄原胶0.9份，高速搅拌20分钟；搅拌20分钟后同时加入0.5份十二烷基硫酸钠、0.5份十二烷基苯磺酸钠，高速搅拌10-15分钟；加入硫脲0.62份搅拌5-10分钟，加入氯化钾4份搅拌5分钟，即可配出成品。
本发明低密度微泡修井液岩心渗透率恢复率在89%以上见表6，油水界面张力仅为0.1076mN/m见表5，具有优良的油层保护效果。
表5本发明低密度微泡修井液界面张力试验数据表
表6本发明低密度微泡修井液岩心损害评价试验
实例3：实验室内以95份清水为例，首先在一个容积为500毫升的烧杯中，用量筒量取95份清水作为基液，先加入羟丙基淀粉醚1.45份，高速搅拌10分钟；再缓慢均匀加入（边搅拌、边加入）黄原胶0.55份，高速搅拌20分钟；搅拌20分钟后同时加入0.3份十二烷基硫酸钠、0.3份十二烷基苯磺酸钠，高速搅拌10-15分钟；加入硫脲0.6份搅拌5-10分钟，加入氯化钾1.5份搅拌5分钟，即可配出成品。
实例4：实验室内以90份清水为例，首先在一个容积为500毫升的烧杯中，用量筒量取90份清水作为基液，先加入羟丙基淀粉醚1.16份，高速搅拌10分钟；再缓慢均匀加入（边搅拌、边加入）黄原胶0.45份，高速搅拌20分钟；搅拌20分钟后同时加入0.25份十二烷基硫酸钠、0.25份十二烷基苯磺酸钠，高速搅拌10-15分钟；加入硫脲0.31份搅拌5-10分钟，加入氯化钾1份搅拌5分钟，即可配出成品。
实例5：实验室内以90份清水为例，首先在一个容积为500毫升的烧杯中，用量筒量取90份清水作为基液，先加入羟丙基淀粉醚1.81份，高速搅拌10分钟；再缓慢均匀加入（边搅拌、边加入）黄原胶0.66份，高速搅拌20分钟；搅拌20分钟后同时加入0.86份十二烷基硫酸钠、0.86份十二烷基苯磺酸钠，高速搅拌10-15分钟；加入硫脲0.66份搅拌5-10分钟，加入氯化钾2份搅拌5分钟，即可配出成品。
实施例6到实施例7现场试验中，每份物质均代表实际应用中0.1吨该物质
实例6：一口抽油井，正常生产时地层日产液量15.6m3，日产油量4.3t，地层含水72.7%。由于泵堵，进行检泵作业，该井由于出砂严重，需要探砂面，冲砂。使用清水45方作业全部漏失，无法建立循环。该井油层渗透率131.31×10-3um2，孔隙度23%，泥质含量5.18-18%，预测地层压力系数仅为0.35。属于中渗、中高孔、超低压储层。因此设计使用30方密度0.80g/cm3本发明修井液体系。
组成如下：以下加量均为质量份数比
300份清水+4.5份羟丙基淀粉醚+1.8份黄原胶+0.9份十二烷基硫酸钠+0.72份十二烷基苯磺酸钠+1.8份硫脲+3份氯化钾
在一个30方带有搅拌器的配液罐中加入清水150份，循环配液罐中150份清水通过加料漏斗，并在加料漏斗中缓慢加入羟丙基淀粉醚2.25份，搅拌10分钟；再缓慢均匀加入黄原胶0.9份，同时加入0.45份十二烷基硫酸钠、0.36份十二烷基苯磺酸钠，搅拌20-30分钟；再加入氯化钾1.5份，搅拌10分钟，配制出150份成品。
在另一个同样的配液罐，按上述步骤再配制出150份成品，共计300份约30方微泡修井液，性能参数见表6。
表6本发明低密度微泡修井液性能参数
| 性能 | θ600 | θ300 | θ6 | θ3 | 密度g/cm3 | 表观粘度mPa·s | PV mPa·s | pH |
| 实际参数 | 60 | 40 | 13 | 12 | 0.8 | 30 | 20 | 7 |
修井作业时，罐车将配液罐中30方微泡修井液运到现场，并接好管线正循环往井内注入微泡修井液冲下管柱，泵排量30m3/h，注入微泡修井液20m3时压力升至3MPa。继续注入微泡修井液至30方时开始返液，冲砂顺利进行，没有发生漏失。作业后日产油7.32吨见图3，日产水19.24方见图3。
实例7：一口电泵井，该井经过长年来开采，地层压力系数已下降到0.71g/cm3,属于低压漏失井，该井平均孔隙度为21.66%,平均渗透率276毫达西，属于中高孔、中高渗、低压油气藏。
该井进行检泵冲砂作业，使用80方清水进行作业全部漏失。后使用30方本发明修井液进行作业，组成如下，以下加量为质量份数比：
300份清水+4.8份羟丙基淀粉醚+1.5份黄原胶+0.75份十二烷基硫酸钠+0.9份十二烷基苯磺酸钠+1.5份硫脲+3份氯化钾
在一个30方带有搅拌器的配液罐中加入清水150份，循环配液罐中150份清水通过加料漏斗，并在加料漏斗中缓慢加入羟丙基淀粉醚2.4份，搅拌10分钟；再缓慢均匀加入黄原胶0.75份，同时加入0.375份十二烷基硫酸钠、0.45份十二烷基苯磺酸钠，搅拌20-30分钟；再加入氯化钾3份，搅拌10分钟，配制出150份成品。
在另一个同样的配液罐，按上述步骤再配制出150份成品，共计300份约30方微泡修井液。
其密度0.9g/cm3,塑性粘度20mPa.s，表观粘度30mPa.s，API滤失为10.1mL/30min,现场反循环往井内注入30方微泡修井液，全过程没有发生漏失，顺利完成了作业。作业后该井2天就恢复到产前水平，恢复率达到了198%，日产油4吨/天，见图4，油层保护效果显著。
Claims (3)
1.一种低密度微泡修井液，其特征是它由下述质量配比的组分组成:清水90-100份、羟丙基淀粉醚1.16-1.81份、黄原胶0.45-0.66份、十二烷基硫酸钠0.25-0.86份、十二烷基苯磺酸钠0.25-0.86份、硫脲0.31-0.66份、氯化钾1-2份。
2.根据权利要求1所述的低密度微泡修井液，其特征是：所述硫脲的纯度为90％以上。
3.根据权利要求1所述的低密度微泡修井液，其特征是：所述氯化钾的纯度为90％以上。
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