CN105238370A - 一种海上油田用隔离暂堵修井工作流体及其制备方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种海上油田用隔离暂堵修井工作流体及其制备方法。所述工作流体由水、十二烷基苯磺酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、羧甲基淀粉钠、羧甲基纤维素钠和三偏磷酸钠组成；所述水、所述十二烷基苯磺酸钠、所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、所述羧甲基淀粉钠、所述羧甲基纤维素钠与所述三偏磷酸钠的质量份数比为1000：2～4：2～4：20～25：3～5：15～25。本发明提供的海上油田用隔离暂堵修井工作流体，具有粘度大、动塑比高、修井液体系稳定性好、封堵地层能力适中、易返排等特点，因此避免了水泥堵死地层的问题，同时也克服了凝胶返排需要破胶且效果有限的缺点。使用本发明海上油田用隔离暂堵修井工作流体时，具有用量小、现场施工简单、储层伤害小等优点。

Description

一种海上油田用隔离暂堵修井工作流体及其制备方法
技术领域
本发明涉及一种海上油田用隔离暂堵修井工作流体及其制备方法，属于石油工程中的修井领域。
背景技术
油藏开采过程中，为了解除故障，完善井眼条件，恢复油气藏正常生产，通常要进行修井作业。修井作业是提高采收率、增加单井产量、延长生产周期的一项重要措施，也是老井挖潜、发现新层位、扩大勘探成果的重要手段。
但由于油藏后期地层压力下降，导致修井液易漏失，进而影响了正常的修井作业。
一种解决方法是，注入堵漏液进行直接堵漏。对于轻度漏失，常采用超细碳酸钙、纤维素、聚合物、树脂材料等。对于严重漏失，常在柔性封堵材料基础上加上棉籽壳、核桃壳、玻璃珠、建筑水泥等。采用这种方法的特点是，堵漏液用量大，储层污染大(特别在使用刚性堵漏材料的情况下)，返排难或返排需要酸化、破胶等作业。
另一种解决方法是，从井口注入一小段高粘隔离暂堵工作液。有效解决漏失问题后，在此基础上，注入修井液进行修井作业。待修井作业完毕后，用泵抽出该隔离暂堵修井工作液。满足这种要求的隔离堵漏液，需要具有以下特点：
(1)具有较高的塑性粘度，以保证隔离暂堵修井工作流体能够较好隔离和暂堵低压储层表面，避免侵入过深。
(2)具有较高动塑比，以保证稠塞堵漏液在井底不循环流动的情况下，保持良好的悬浮性和体系稳定性。
显然，现有技术中，水泥堵漏，无法返排；采用凝胶堵漏，可以满足上述要求，但其在返排时需要采用相应的破胶剂进行破胶作业，且其破胶效果有时并不理想。因此，现场修井需要一种塑性粘度大、悬浮能力强、易返排的隔离暂堵修井液。
发明内容
本发明的目的是提供一种海上油田用隔离暂堵修井工作流体及其制备方法，所述工作流体，具有粘度大，动塑比高，修井液体系稳定性好、封堵地层能力适中、易返排等特点。
本发明所提供的海上油田用隔离暂堵修井工作流体，它由水、十二烷基苯磺酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、羧甲基淀粉钠、羧甲基纤维素钠和三偏磷酸钠组成；
所述水、所述十二烷基苯磺酸钠、所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、所述羧甲基淀粉、所述羧甲基纤维素与所述三偏磷酸钠的质量份数比为1000：2～4：2～4：20～25：3～5：15～25。
上述的修井工作流体中，所述修井工作流体的表观粘度为70mPa·s～80mPa·s，具体可为71mPa·s或78mPa·s，可采用室内六速粘度计测量，动塑比为1.0Pa/mPa·s～1.2Pa/mPa·s，具体可为1.0Pa/mPa·s或1.1Pa/mPa·s。
上述的修井工作流体中，所述水、所述十二烷基苯磺酸钠、所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、所述羧甲基淀粉钠、所述羧甲基纤维素钠与所述三偏磷酸钠的质量分数比可为1000：3：2～3：20～22：3～4：20、1000：3：2：22：4：20或1000：3：3：20：3：20。
上述的修井工作流体中，所述羧甲基淀粉钠的相对分子量可为20万～30万，能够满足复合钻井液用处理级标准；
所述羧甲基纤维素钠的相对分子量为220～250，能够满足复合钻井液用处理级标准。
本发明进一步提供了上述修井工作流体的制备方法，包括如下步骤：
(1)向所述水中加入所述十二烷基苯磺酸钠和所述聚氧乙烯醚硫酸钠；
(2)向步骤(1)处理后的体系中先后加入所述羧甲基淀粉钠和所述羧甲基纤维素钠；
(3)向步骤(2)处理后的体系中加入所述三偏磷酸钠，即得所述修井工作流体。
上述的制备方法中，在步骤(3)之前，所述方法还包括如下步骤：将步骤(2)处理后的体系搅拌20min～30min，以防止羧甲基纤维素钠和羧甲基淀粉钠不能完全溶解。
上述的制备方法中，步骤(3)之后将体系进行搅拌。
本发明制备方法可在室温下进行。
本发明提供的海上油田用隔离暂堵修井工作流体，具有粘度大、动塑比高、修井液体系稳定性好、封堵地层能力适中、易返排等特点，因此避免了水泥堵死地层的问题，同时也克服了凝胶返排需要破胶且效果有限的缺点。使用本发明海上油田用隔离暂堵修井工作流体时，具有用量小、现场施工简单、储层伤害小等优点。
具体实施方式
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
实施例1、海上油田用隔离暂堵修井工作流体的制备及性能评价
一、制备海上油田用隔离暂堵修井工作流体
原料的质量配比如下：
清水、十二烷基苯磺酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、羧甲基淀粉钠、羧甲基纤维素钠与三偏磷酸钠的质量比为1000：3：2：22：4：20。
(1)20℃下，向清水中加入十二烷基苯磺酸钠和脂肪醇聚氧乙烯硫酸钠(其分子式RO(CH2CH2O)n-SO3Na中n为2，R为碳原子数为12的烷基)；
(2)20℃下，向步骤(1)处理后的体系中先后缓慢加入羧甲基淀粉钠(相对分子量为20万)和羧甲基纤维素钠(相对分子量为242.16)，加入过程应防止羧甲基纤维素钠和羧甲基淀粉钠不能完全溶解。，加入完成后，搅拌30min；
(3)20℃下，向步骤(2)处理后的体系中加入三偏磷酸钠，继续搅拌20min，即得修井工作流体。
二、海上油田用隔离暂堵修井工作流体的性能评价
1、表观粘度和动塑比
室内利用六速旋转粘度计测量300转和600转的数值θ600和θ300，依据宾汉模型公式计算出该流体表观粘度和动塑比，结果如表1中所示。
表观粘度μa＝0.5(θ600)；塑性粘度μp＝(θ600-θ300)；
动切力τ0＝0.511(θ300-μp)；动塑比为τ0/μp
表1隔离暂堵修井工作流体的表观粘度和动塑比
θ600 θ300 表观粘度/mPa·s 动塑比/(Pa/mPa·s)
156 117 78 1.0
由表1中的数据可知，本发明隔离暂堵修井工作流体的粘度较大，能有效隔离上层修井液；动塑比也合适，既能保证体系稳定，又保证隔离液在返排过程中能被泵抽走。
2、封堵性和返排性能
测试所用岩心柱塞尺寸为38mm×70mm。
参照国家标准SY/T5336-1996，设置驱压为2MPa，围压为2.5MPa。
分别测定：用清水测定岩心原始渗透率、本实施例隔离暂堵修井液封堵后渗透率以及返排后渗透率恢复率。结果如表2中所示。
表2室内岩心渗透率数据
原始渗透率/mD 封堵后渗透率/mD 渗透率恢复率/％
560 224 89
由表2中的数据可知，本发明隔离暂堵修井液封堵后渗透率为224mD，仅为原始渗透率560mD的40％，能有效封堵地层；返排后渗透率恢复率为89％，具有较好返排性能且储层伤害低。
实施例2、海上油田用隔离暂堵修井工作流体的制备及性能评价
一、制备海上油田用隔离暂堵修井工作流体
原料的质量配比如下：
清水、十二烷基苯磺酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、羧甲基淀粉钠、羧甲基纤维素钠与三偏磷酸钠的质量比为1000：3：3：20：3：20。
(1)20℃下，向清水中加入十二烷基苯磺酸钠和脂肪醇聚氧乙烯硫酸钠(其分子式RO(CH2CH2O)n-SO3Na中n为3，R为碳原子数为15的烷基)；
(2)20℃下，向步骤(1)处理后的体系中先后缓慢加入羧甲基淀粉钠(相对分子量为30万)和羧甲基纤维素钠(相对分子量为242.16)，加入过程应防止羧甲基纤维素钠和羧甲基淀粉钠不能完全溶解。加入完成后，搅拌30min；
(3)20℃下，向步骤(2)处理后的体系中加入三偏磷酸钠，继续搅拌20min，即得修井工作流体。
二、海上油田用隔离暂堵修井工作流体的性能评价
1、表观粘度和动塑比
室内利用六速旋转粘度计测量300转和600转的数值θ600和θ300，依据宾汉模型公式计算出该流体表观粘度和动塑比，结果如表3中所示。
表观粘度μa＝0.5(θ600)；塑性粘度μp＝(θ600-θ300)；
动切力τ0＝0.511(θ300-μp)；动塑比为τ0/μp
表3隔离暂堵修井工作流体的表观粘度和动塑比
θ600 θ300 表观粘度/mPa·s 动塑比/(Pa/mPa·s)
142 108 71 1.1
由表3中的数据可知，本发明隔离暂堵修井工作流体的粘度较大，能有效隔离上层修井液；动塑比也合适，既能保证体系稳定，又保证隔离液在返排过程中能被泵抽走。
2、封堵性和返排性能
测试所用岩心柱塞尺寸为38mm×70mm。
参照国家标准SY/T5336-1996，设置驱压为2MPa，围压为2.5MPa。
分别测定：用清水测定岩心原始渗透率、本实施例隔离暂堵修井液封堵后渗透率以及返排后渗透率恢复率。结果如表4中所示。
表4室内岩心渗透率数据
原始渗透率/mD 封堵后渗透率/mD 渗透率恢复率/％
584 218 92
由表4中的数据可知，本发明隔离暂堵修井液封堵后渗透率为218mD，仅为原始渗透率584mD的37％，能有效封堵地层；返排后渗透率恢复率为92％，具有较好返排性能且储层伤害低。

Claims (7)

1.一种海上油田用隔离暂堵修井工作流体，它由水、十二烷基苯磺酸钠、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、羧甲基淀粉钠、羧甲基纤维素钠和三偏磷酸钠组成；
所述水、所述十二烷基苯磺酸钠、所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、所述羧甲基淀粉钠、所述羧甲基纤维素钠与所述三偏磷酸钠的质量份数比为1000：2～4：2～4：20～25：3～5：15～25。
2.根据权利要求1所述的修井工作流体，其特征在于：所述修井工作流体的表观粘度为70mPa·s～80mPa·s，动塑比为1.0Pa/mPa·s～1.2Pa/mPa·s。
3.根据权利要求1或2所述的修井工作流体，其特征在于：所述羧甲基淀粉钠的相对分子量为20万～30万；
所述羧甲基纤维素钠的相对分子质量为220～250。
4.权利要求1-3中任一项所述修井工作流体的制备方法，包括如下步骤：
(1)向所述水中加入所述十二烷基苯磺酸钠和所述脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠；
(2)向步骤(1)处理后的体系中先后加入所述羧甲基淀粉钠和所述羧甲基纤维素钠；
(3)向步骤(2)处理后的体系中加入所述三偏磷酸钠，即得所述修井工作流体。
5.根据权利要求4所述的制备方法，其特征在于：在步骤(3)之前，所述方法还包括如下步骤：将步骤(2)处理后的体系搅拌20min～30min。
6.根据权利要求4或5所述的制备方法，其特征在于：步骤(3)之后将体系进行搅拌。
7.权利要求1-3中任一项所述修井工作流体在作为海上油田用隔离暂堵修井液中的应用。
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