CN104109510A - 一种无固相替浆完井保护液及其制备方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种无固相替浆完井保护液及其制备方法，属于油气田开采技术领域。该完井保护液包括以下重量份的组分：甲酸盐基液100份，增粘剂0.2～0.4份，高温保护剂1～3份，粘土稳定剂0.2～3份，防水锁剂0.2～1份；具有以下优点：（1）无固相则不存在固相下沉；（2）良好的流变性与较低的切力值；（3）优良的油气层保护功能；（4）抗高温、抗盐稳定性强，储层温度下体系具有良好的顶替和携带能力；（5）安全无毒、易降解，与环境相容；（6）与钻井液和压裂液破胶液配伍性好，混合后不影响流变性；（7）腐蚀性小，极大地降低了盐水溶液对井下工具的腐蚀性；（8）比重高且无固相，适用于异常高温高压区的应用。

Description

一种无固相替浆完井保护液及其制备方法
技术领域
本发明具体涉及一种致密砂岩油气井用无固相替浆完井保护液，同时还涉及该替浆完井保护液的制备方法，属于油气田开采技术领域。
背景技术
致密砂岩油气是一种储集于低渗透-特低渗透致密砂岩储层中的典型的非常规油气资源，依靠常规技术难以开采，需通过水平井+分段压裂完井工艺才能具有经济开发价值。目前，致密砂岩油气已成为国内油田勘探开发的主要组成部分。
国内致密砂岩水平井大多采用裸眼管外封隔器+投球滑套分段完井工艺，该完井工艺可实现一趟管柱完成多级分段压裂施工，具有施工周期短、成本低等特点。由于钻井液中固相沉积会堵塞压差滑套传压孔，导致压差滑套不能顺利打开，同时滞留的钻井液进入储层也会对储层造成一定伤害，因此，在完井管柱串下入到预定位置后，必须将井筒内的钻井液进行充分顶替置换，再进行悬挂器、封隔器座封等工序。
国内油田在现场应用过程中普遍采用常规盐水体系来顶替钻井液，主要存在以下问题：（1）抗盐能力差，密度调节范围受到限制，不能满足高压储层压井需要；（2）体系不抗高温，高温条件下体系性能不稳定；（3）顶替、携带能力较差；（4）对套管和井下工具的腐蚀性强；（5）与储层、储层流体及压裂液配伍性差，容易对储层造成伤害。目前，尚没有用于致密砂岩水平井完井过程中的替浆完井保护液。
中国专利（公告号：CN101230259B）公开了一种抗高温抗盐无固相环保钻完井液，其添加剂种类多、用量大，对于下入完井管柱后的洗井替浆其对储层的保护不够，对储层伤害较大；专利（公告号：CN101230259B）公开的产品其相对膨胀率仅≤20%，而专利（公告号：CN101230259B）公开的产品其现场实施使用的密度仅为1.20g/cm3。
发明内容
本发明的目的是提供一种无固相替浆完井保护液。
同时，本发明还提供一种无固相替浆完井保护液的制备方法。
为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：
一种无固相替浆完井保护液，包括以下重量份的组分：甲酸盐基液100份，增粘剂0.2～0.4份，高温保护剂1～3份，粘土稳定剂0.2～3份，防水锁剂0.2～1份。
所述的甲酸盐基液中水与甲酸盐的重量份比为10：（1～39）；甲酸盐优选甲酸钾。
所述的增粘剂为羧甲基纤维素钠、强乙基纤维素、黄原胶中的一种或其任意组合。
所述的高温保护剂为磺化多元共聚物，高温下具有护胶作用；优选SMP-Ⅱ。
所述的粘土稳定剂为氯化钾、聚季铵盐中的一种或二者的任意组合。聚季铵盐为含有生物活性的五元环和六元环的有机阳离子聚季铵盐类化合物，优选XT-6。
所述的防水锁剂由以下重量份的组分组成：氟碳类表面活性剂3份、高效阴离子表面活性剂4份、甲醇4份；防水锁剂优选DL-8。
一种无固相替浆完井保护液的制备方法，包括以下步骤：按照配方量准确取各组分，在甲酸盐基液中依次搅拌加入增粘剂、高温保护剂、粘土稳定剂和防水锁剂，搅匀后调节溶液pH值为7～9，搅匀即可。
所述的调节溶液pH值的调节剂为氢氧化钠、碳酸钠中的一种或二者的任意组合。
本发明中替浆完井保护液的工作性能：
本发明中的替浆完井保护液无固相成份，所选用加重剂为水溶性甲酸盐，而甲酸盐类加重剂水溶性好，溶解快、不含二价离子，配伍及热稳定性能较好；由于不含固相，减少了固相物质对产层的伤害，更大程度地保护油气层；替浆完井保护液在实际使用中安全无毒，且与环境兼容性好，易降解，是一种安全环保的工作液体。
增粘性能：选用抗温抗盐性能优良的高分子量聚合物作为体系增粘性能的控制剂，在其水或盐水溶液中，一方面可依据聚合物提供的粘度，另一方面在高温情况下，分子结构中的多官能团与磺化多元共聚物相互作用，可形成具有一定粘度的弱交联膜，从而极大地提高了该工作液体系的抗热稳定性。
体系综合性能：本发明中的替浆完井保护液体系除了具有合适的流变性能外，也具有抗高温性、抑制性、稳定性和相容性。引入的高温保护剂充分保证了体系性能的完善。
本发明的有益效果：
本发明中的替浆完井保护液配方科学合理，不含固相成份，大大降低了对油气层的伤害，不仅优化了体系整体性能，还极大地提高了体系的抗高温、抗盐稳定性，同时所选组分均为水溶性物质，减少了排放对环境的污染，有效避免了替浆完井保护液因不配伍而产生的新的地层伤害。
本发明中的替浆完井保护液通过抑制粘土膨胀、减少水锁伤害、提高返排性能和原油破乳性，极大提高了对油气层的保护功能；通过完井保护液对储层碱敏伤害和完井管柱腐蚀性评价，确定了体系最佳的pH值平衡点，不仅优化了完井保护液体系整体性能，同时也极大地提高了体系耐温、耐盐稳定性，增加了密度可调范围又保证了在储层温度下体系良好的顶替和携带能力。具有以下优点：
（1）体系无固相则不存在固相下沉；
（2）体系良好的流变性与较低的切力值；
（3）优良的油气层保护功能；
（4）抗高温、抗盐稳定性强，储层温度下体系具有良好的顶替和携带能力；
（5）安全无毒、易降解，与环境相容；
（6）与钻井液和压裂液破胶液配伍性好，混合后不影响流变性；
（7）腐蚀性小，极大地降低了盐水溶液对井下工具的腐蚀性；
（8）比重高且无固相，适用于异常高温高压区的应用。
综上所述，本发明的固相替浆完井保护液性能完善，抗高温、抗盐稳定性强，对储层和环境不产生污染，能有效减少井下复杂事故的发生。
对于采用裸眼封隔器+投球滑套完井工艺的致密砂岩水平井，本发明中的替浆完井保护液能解决现有技术中完井液高温稳定性差、固相污染堵塞、油气层保护能力差等问题，满足替浆完井施工的工作液需求，还能提高顶替泥浆效率，维护井筒清洁，不堵塞压差滑套传压孔，保证压差滑套顺利打开，减少完井过程中井下复杂事故的发生。
甲酸盐作为体系的加重材料，可以依据现场不同的比重要求进行加量调整。
具体实施方式
下述实施例仅对本发明作进一步详细说明，但不构成对本发明的任何限制。
实施例1
本实施例中的无固相替浆完井保护液包括以下重量的组分：比重1.55g/cm3的甲酸钾基液155t，增粘剂XC0.2t，高温保护剂SMP-Ⅱ1t，粘土稳定剂XT-60.2t，防水锁剂DL-80.6t。
本实施例中无固相替浆完井保护液的制备方法，包括以下步骤：
（1）配制155t比重为1.55g/cm3的甲酸盐基液：在地面配液池中注入清水41.8m3，搅拌状态下加入甲酸盐113.2t；
（2）在高速搅拌状态下，水泥车加水力射流泵向配液池中加下增粘剂XC，溶解均匀至无胶团出现；
（3）而后在搅拌状态下向配液池加入高温保护剂SMP-Ⅱ，搅拌均匀；
（4）再在搅拌状态下向配液池加入粘土稳定剂XT-6，搅拌均匀；
（5）继续在搅拌状态下向配液池加入防水锁剂DL-8，搅拌均匀；
（6）最后在搅拌状态下向配液池加入pH值调节剂调节pH值为8，搅拌均匀，搅拌时间不少于4小时即可。
实施例2
本实施例中的无固相替浆完井保护液包括以下重量的组分：比重1.35g/cm3的甲酸钾基液135t，增粘剂XC0.3t，高温保护剂SMP-Ⅱ2t，粘土稳定剂XT-63t，防水锁剂DL-80.2t。
本实施例中无固相替浆完井保护液的制备方法，包括以下步骤：
（1）配制135t比重为1.35g/cm3的甲酸盐基液：在地面配液池中注入清水78.3m3，搅拌状态下加入甲酸盐56.7t；
（2）在高速搅拌状态下，水泥车加水力射流泵向配液池中加下增粘剂XC，溶解均匀至无胶团出现；
（3）而后在搅拌状态下向配液池加入高温保护剂SMP-Ⅱ，搅拌均匀；
（4）再在搅拌状态下向配液池加入粘土稳定剂XT-6，搅拌均匀；
（5）继续在搅拌状态下向配液池加入防水锁剂DL-8，搅拌均匀；
（6）最后在搅拌状态下向配液池加入pH值调节剂调节pH值为8，搅拌均匀，搅拌时间不少于4小时即可。
实施例3
本实施例中的无固相替浆完井保护液包括以下重量的组分：比重1.10g/cm3的甲酸钾基液110t，增粘剂XC0.4t，高温保护剂SMP-Ⅱ3t，粘土稳定剂XT-60.5t，防水锁剂DL-81t。
本实施例中无固相替浆完井保护液的制备方法，包括以下步骤：
（1）配制110t比重为1.10g/cm3的甲酸盐基液：在地面配液池中注入清水92.4m3，搅拌状态下加入甲酸盐17.6t；
（2）在高速搅拌状态下，水泥车加水力射流泵向配液池中加下增粘剂XC，溶解均匀至无胶团出现；
（3）而后在搅拌状态下向配液池加入高温保护剂SMP-Ⅱ，搅拌均匀；
（4）再在搅拌状态下向配液池加入粘土稳定剂XT-6，搅拌均匀；
（5）继续在搅拌状态下向配液池加入防水锁剂DL-8，搅拌均匀；
（6）最后在搅拌状态下向配液池加入pH值调节剂调节pH值为8，搅拌均匀，搅拌时间不少于4小时即可。
实施例1～3中使用的增粘剂XC、高温保护剂SMP-Ⅱ均购自河南金马石油科技有限责任公司，粘土稳定剂XT-6购自新乡市玄泰实业有限公司产品，防水锁剂DL-8购自北京宝丰春石油技术有限公司。
试验例1
本发明实施例1～3制备的无固相替浆完井保护液的性能测试，包括以下项目：
（1）配伍性评价
本发明实施例1～3制备的无固相替浆完井保护液与地层水、压裂液破胶剂的配伍性能试验结果详见下表1。
表1本发明无固相替浆完井保护液与地层水和压裂液的配伍性试验结果
结论：从表1可以看出，本发明实施例制备的无固相替浆完井保护液与地层水以及压裂液破胶液之间配伍性良好。
本发明实施例1～3制备的无固相替浆完井保护液与钻井液的配伍性能试验结果详见下表2。
表2本发明无固相替浆完井保护液与钻井液的配伍性试验结果
结论：从表2可以看出，热滚前后混合液的性能没有发生急剧变化，且AV、PV、YP值较钻井液均有一定程度降低。可见，絮凝并没有导致混浆段流动性变差，施工过程不会对驱替造成影响。
（2）腐蚀性评价
本发明实施例1～3制备的无固相替浆完井保护液挂片腐蚀试验结果详见下表3。
表3本发明无固相替浆完井保护液腐蚀速率挂片试验结果
结论：从表3可以看出，本发明的无固相替浆完井保护液在90℃对N80钢片的平均腐蚀速率为0.011g/m2·h，对钢材腐蚀性小。
（3）岩心伤害评价
本发明实施例1～3制备的无固相替浆完井保护液对岩心伤害的试验结果详见下表4。
表4本发明无固相替浆完井保护液对岩心伤害的试验结果
结论：从表4可以看出，本发明的无固相替浆完井保护液对岩心的伤害极小，平均伤害率为9.4%，具有优良的保护储层的功能。
试验例2
本发明实施例1制备的无固相替浆完井保护液的技术指标详见下表5。
表5实施例1中无固相替浆完井保护液的技术指标
典型案例
将实施例1制备的无固相替浆完井保护液在某油气井进行现场应用。XXX-HF井是第三开发层系H3Ⅶ13-Ⅷ4部署的一口致密砂岩井。完井方式采用尾管悬挂+管外裸眼封隔器+投球滑套管柱裸眼完井。三开钻井液设计密度为1.35g/cm3，实钻过程井口溢流，分析为水侵伴轻微气侵，调整泥浆密度1.30↑1.70g/cm3，完钻钻井液密度为1.60g/cm3。因此在顶替泥浆过程中要防止钻遇高压层出水浸泡泥岩段导致井壁垮塌以及替浆液与泥浆高密度差导致的后期施工风险。
替浆施工工序：
（1）替浆作业需要经过的管线应先用清水清洗干净，并提前做好泥浆泵的准备，将一台泥浆泵检修及与完井保护液连接管线清洗干净，替完井保护液时用。
（2）提前检查替浆完井保护液罐与泥浆泵连接管线是否畅通，循环泥浆结束停泵，将替浆完井保护液罐闸门倒好与泥浆泵连接，倒完应认真检查确认，然后开泵注入19m3完井液，此过程应严密监控灌液面变化，若液面不降应立即查找原因。
（3）注入1制备的无固相替浆完井保护液19m3以后投球（1.25"的球，比重1.8），继续泵替完井保护液24m3推球到位，此过程应计量注入完井保护液液量，排量应低于0.3m3/min，泵排量可控制在2～5L/s，待球到位后泵压升高至设定值关闭井筒隔离阀。注意：球即将送到球座时，需仔细观察泵压，防止憋泵。
（4）投球到位后，缓慢增加泵压到10.2MPa(1470psi)启动座封悬挂封隔器，稳压五分钟。继续增压，最终坐封悬挂封隔器的压力为14MPa（2000psi）。保持稳压14MPa，同时下放钻柱，加钻压15吨(3,3075磅)，确定悬挂封隔器完全座封，稳压10分钟后泄压至5MPa，释放钻柱压力为零。
（5）上提钻柱20吨(44,100磅)，验证悬挂封隔器是否完全坐挂。环空打压15MPa，验证悬挂封隔器完全坐封。然后继续正打压至17MPa（2500psi）坐封裸眼封隔器。
（6）重新下放管串到压缩位置，打压18MPa（2600psi），脱手HR液压送入工具，注意：脱手时压力不能超过压差滑套试验开启压力39.2MPa(5600psi)的80%，即31.36MPa（4480psi）。
（7）泄压，上提一单根，观察悬重变化，确认送入工具已经脱手，立刻正向顶替替浆完井保护液，至出口为替浆完井保护液为止。
实施效果：
（1）本发明实施例1制备的无固相替浆完井保护液施工共用时2小时40分钟，完井施工过程中井口无溢流，井下无漏失。
（2）该井冬季施工，井场温度最低-4℃，配液罐内实施例1制备的替浆完井保护液无结晶与结冻现象。
（3）10天后压差滑套在40MPa下顺利打开（设计开启压力39MPa），达到了预期目标，保证了压裂完井的顺利实施。

Claims (10)

1.一种无固相替浆完井保护液，其特征在于：包括以下重量份的组分：甲酸盐基液100份，增粘剂0.2～0.4份，高温保护剂1～3份，粘土稳定剂0.2～3份，防水锁剂0.2～1份。
2.根据权利要求1所述的无固相替浆完井保护液，其特征在于：所述的甲酸盐基液中水与甲酸盐的重量份比为10：（1～39）。
3.根据权利要求1或2所述的无固相替浆完井保护液，其特征在于：所述的甲酸盐为甲酸钾。
4.根据权利要求1所述的无固相替浆完井保护液，其特征在于：所述的增粘剂为羧甲基纤维素钠、强乙基纤维素、黄原胶中的一种或其任意组合。
5.根据权利要求1所述的无固相替浆完井保护液，其特征在于：所述的高温保护剂为磺化多元共聚物。
6.根据权利要求1所述的无固相替浆完井保护液，其特征在于：所述的高温保护剂为SMP-Ⅱ。
7.根据权利要求1所述的无固相替浆完井保护液，其特征在于：所述的粘土稳定剂为氯化钾、聚季铵盐中的一种或二者的任意组合。
8.根据权利要求7所述的无固相替浆完井保护液，其特征在于：所述的聚季铵盐为XT-6。
9.根据权利要求1所述的无固相替浆完井保护液，其特征在于：所述的防水锁剂为DL-8。
10.一种如权利要求1所述的无固相替浆完井保护液的制备方法，其特征在于：包括以下步骤：按照配方量准确取各组分，在甲酸盐基液中依次搅拌加入增粘剂、高温保护剂、粘土稳定剂和防水锁剂，搅匀后调节溶液pH值为7～9，搅匀即可。
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