CN106566489A - 一种高酸性气藏水基微泡压井液 - Google Patents

一种高酸性气藏水基微泡压井液 Download PDF

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Abstract

本发明提供了一种高酸性气藏水基微泡压井液，属油田化学技术领域。该高酸性气藏水基微泡压井液，含有式(1)和式(2)所示官能团结构的醇胺类组合泡膜剂：其中：R1为碳链长度≤4的烃基，R2为‑CH3或‑H，R3为碳链长度≤5的烃基；R‑OH(2)，其中：R为碳链长度≤15的直链饱和烃基。本发明引用了包含羟基、氨基的强极性官能团结构的醇胺类组合泡膜剂，醇胺类组合泡膜剂、起泡剂、稳泡剂协同作用构成致密的水基微泡气核外层保护壳，能提高酸气环境下微泡的热稳定性；引用了抗硫剂、缓蚀剂组合的性能调节剂确保微泡压井液在高含硫气井循环脱气过程中安全可靠，并减少H2S/CO2对井下管柱腐蚀。

Description

一种高酸性气藏水基微泡压井液
技术领域
本发明涉及一种高酸性气藏水基微泡压井液，属油田化学技术领域，尤其是一种低压高酸性气井修井作业过程中使用的微泡压井液。
背景技术
高酸性气井作业过程中，抗酸性气压井液是建立井底压力与地层压力间合理压差和确保作业井控安全的重要手段。常规压井液按照其连续相性质可分为水基压井液和油基压井液，油基压井液价格昂贵，对环境污染大，在现场较少使用；水基压井液由于成本低，现场施工安全可靠，在压井修井过程中较为常用，但常规水基压井液的密度均大于或等于1.00g/cm3，无法解决地层压力系数小于0.9的低压储层漏失问题。
近年来国内微泡钻井液研究较多，申请号为201410133839.2的中国发明申请公开了一种无固相可循环微泡钻井液及其制备方法，包括：每升清水中加入1-2克NaOH，3-5克黄原胶XC，3-5克聚阴离子纤维素PAC，10-20克改性淀粉，1-6克发泡剂BZ-MBS-1，1-6克稳泡剂BZ-MBSF-1，60-80克润滑剂，密度为0.85-0.90g/cm3，所述钻井液密度低，屏蔽效果好，低压易漏层防漏效果显著，但在高温高酸性环境中该体系的稳泡剂组分之一硅树脂聚醚乳液会发生破乳现象，导致体系的密度和流变性参数变化较大，防漏效果差。
申请号为201510306779.4的中国发明申请公开了一种低密度低伤害压井液，包括5～35％的密度调节剂、0.2～5％的降失水剂，0.1～0.5％胶体保护剂，余量为矿化度0～20万ppm的水，其中所述密度调节剂包括0.02～0.2份起泡剂、0.01～0.05份稳泡剂、1.0～5.0份屏蔽暂堵剂、0.1～0.5份硅酸钠玻璃、0～5.0份硅铝氧化物、0～10.0份膨润土，该压井液密度在0.45～0.95g/cm3之间可调，漏失量小，具有良好的流变性和泡沫稳定性，解决了常规入井液对产能低、漏失大的地层带来的排液困难，地层伤害严重，产能难以恢复等问题，但在高温、高酸性环境中该体系的组分之一硅酸钠会与二氧化碳发生化学反应生成偏硅酸沉淀，导致体系的密度和流变性参数变化较大，防漏效果差。
申请号为200910241446.2的中国发明申请公开了用于酸性油气藏的无固相压井液，组成包括：增粘剂2.0～3.0％，降滤失剂1.5～2.0％，油层保护剂2.0～3.0％，防膨剂0.5～1.0％，余量为水，比重为1.57～1.80g/cm3，适用于高温、酸性油气藏，但该体系比重过高，仅适用于地层压力系数大于1的异常高压气井。
发明内容
本发明的目的是解决上述技术中存在的高温高酸性环境中体系稳定性、防漏效果较差等缺陷，提供一种适用于低压高酸性气藏压井用的水基微泡压井液。
经研究发现，醇胺类组合物质含有羟基(-OH)、氨基(-NH2)等强极性官能团结构，能与微泡气核中活性剂分子的亲水基团在核外紧密的定向排列，配合稳泡剂中的水溶性高分子，为微泡气核提供一层结构密实的包裹膜，起到保护气核、增强微泡耐温抗酸性气能力的作用，本发明所述的醇胺类组合泡膜剂是指醇胺类组合物质。
基于上述研究结果，本发明提出下列技术方案：
一种高酸性气藏水基微泡压井液，含有式(1)和式(2)所示官能团结构的醇胺类组合泡膜剂：
其中：R1为碳链长度≤4的烃基，R2为-CH3或-H，R3为碳链长度≤5的烃基；
R-OH (2)
其中：R为碳链长度≤15的直链饱和烃基。
一种高酸性气藏水基微泡压井液，由醇胺类组合泡膜剂、性能调节剂、起泡剂、稳泡剂、甲酸钾密度调节剂、碳酸钠pH调节剂和水组成，以质量百分含量计，组成如下：醇胺类组合泡膜剂：1.2～2.5％，性能调节剂：2～5％，起泡剂：0.3～1.4％，稳泡剂：2～4％，甲酸钾密度调节剂：5～40％，碳酸钠pH调节剂：1～3％，水：余量。
所述的醇胺类组合泡膜剂为胺类物质与醇类物质按照质量比1:(1～4)复配而成。
所述的胺类物质为二甘醇胺、二乙醇胺或N-甲基二乙醇胺。
所述的醇类物质为正辛醇、月桂醇或正戊醇。
所述的性能调节剂由抗硫剂、缓蚀剂按照质量比1:(1～3)复配而成，由碳酸钠pH调节剂将体系的pH值范围调节至10～12。
所述的抗硫剂为乙二胺或三乙烯四胺。
所述的缓蚀剂为l-羟乙基-2-油酸基咪唑啉季铵盐或2-十一烷基-1-氨乙基-咪唑啉。
所述的起泡剂为十二烷基苯磺酸钠、十二烷基硫酸三乙醇胺和椰子油二乙醇酰胺按照质量比(1～3):(1～3):1复配而成。
所述的稳泡剂为黄原胶、羧甲基纤维素和三偏磷酸钠按照质量比(2～4):(1～3):1复配而成。
本发明的有益效果是：本发明引用了包含羟基、氨基的强极性官能团结构的醇胺类组合泡膜剂，醇胺类组合泡膜剂、起泡剂、稳泡剂协同作用构成致密的水基微泡气核外层保护壳，能提高酸气环境下微泡的热稳定性；引用了抗硫剂、缓蚀剂组合的性能调节剂，由pH调节剂调节压井液的pH值范围至10～12，确保微泡压井液在高含硫气井循环脱气过程中安全可靠，同时有效减少H2S/CO2对井下管柱腐蚀。
具体实施方式
实施例1
以质量百分含量计，按组分配方配液：在带有变频高速搅拌机的反应釜中先加入53.50％的水，在3000r/min转速下，加入乙二胺、l-羟乙基-2-油酸基咪唑啉季铵盐，用量分别为1.00％、1.00％，缓慢加入黄原胶、羧甲基纤维素和三偏磷酸钠，用量分别为1.00％、0.50％、0.50％，搅拌30min至充分溶解；继续缓慢加入二甘醇胺和正辛醇，用量分别为0.60％和0.60％，搅拌20min至充分溶解；将转速调至9000r/min，依次加入十二烷基苯磺酸钠、十二烷基硫酸三乙醇胺、椰子油二乙醇酰胺、甲酸钾和碳酸钠，用量分别为0.1％、0.10％、0.10％、40.00％和1.00％，搅拌20min至充分溶解，达到均匀发泡即得高酸性气藏水基微泡压井液。
对高酸性气藏水基微泡压井液进行抗温、抗酸性气评价试验。将反应釜内的水基微泡压井液进行密封，以转速300r/min动态搅拌水基微泡压井液，通入氮气5小时，总压15MPa，系统升温至130℃，通入H2S和CO2气体，H2S分压2.5MPa，CO2分压1.5MPa，反应时间48h。经检测，本实施例产品在反应前，密度1.30g/cm3、表观粘度49mPa.s、塑性粘度30mPa.s；反应后，密度1.34g/cm3、表观粘度52mPa.s、塑性粘度32mPa.s，外观为均一液体，无沉淀析出，配伍性良好。
实施例2
以质量百分含量计，按组分配方配液：在带有变频高速搅拌机的反应釜中先加入79.10％的水，在3000r/min转速下，加入乙二胺、l-羟乙基-2-油酸基咪唑啉季铵盐，用量分别为1.25％、3.75％，缓慢加入黄原胶、羧甲基纤维素和三偏磷酸钠，用量分别为2.00％、1.50％、0.50％，搅拌30min至充分溶解；继续缓慢加入二甘醇胺和正辛醇，用量分别为0.50％和2.00％，搅拌20min至充分溶解；将转速调至9000r/min，依次加入十二烷基苯磺酸钠、十二烷基硫酸三乙醇胺、椰子油二乙醇酰胺、甲酸钾和碳酸钠，用量分别为0.60％、0.60％、0.20％、5.00％和3.00％，搅拌20min至充分溶解，达到均匀发泡即得高酸性气藏水基微泡压井液。
对高酸性气藏水基微泡压井液进行抗温、抗酸性气评价试验。将反应釜内的水基微泡压井液进行密封，以转速300r/min动态搅拌水基微泡压井液，通入氮气5小时，总压15MPa，系统升温至130℃，通入H2S和CO2气体，H2S分压2.5MPa，CO2分压1.5MPa，反应时间48h。经检测，本实施例产品在反应前，密度0.69g/cm3、表观粘度75mPa.s、塑性粘度45mPa.s；反应后，密度0.73g/cm3、表观粘度82mPa.s、塑性粘度49mPa.s，外观为均一液体，无沉淀析出，配伍性良好。
其他实施例与上述实施例配制方法相同，具体配方如表1所示：
表1发明实施例3～8配方成分表
对比例1
根据申请号为201410133839.2的发明申请配制无固相可循环微泡钻井液。在1L清水中加入1.5克NaOH，调节钻井液的pH值为9；按照加料次序，按照设计的比例依次缓慢加入4克黄原胶XC，4克聚阴离子纤维素PAC和15克改性淀粉，充分搅拌均匀，测定其性能，性能满足设计需要后，加入3.5克稳泡剂BZ-MBSF-1，缓慢加入并充分搅拌均匀后，再加入3.5克发泡剂BZ-MBS-1，利用搅拌器、泥浆枪和循环系统，充分搅拌、喷刺，高低压双泵大循环，使其充分混合溶解，并充分循环均匀，再加入70克润滑剂，制备形成无固相可循环微泡钻井液。
对无固相可循环微泡钻井液进行抗温、抗酸性气评价试验。将反应釜内的无固相可循环微泡钻井液进行密封，以转速300r/min动态搅拌无固相可循环微泡钻井液，通入氮气5小时，总压15MPa，系统升温至130℃，通入H2S和CO2气体，H2S分压2.5MPa，CO2分压1.2MPa，反应时间48h。经检测，本对比例产品在反应前，密度0.81g/cm3、表观粘度45mPa.s、塑性粘度30mPa.s；反应后，密度0.99g/cm3、表观粘度61mPa.s、塑性粘度43mPa.s，出现明显分层现象，配伍性差。
对比例2
根据申请号为201510306779.4的发明申请配制低密度低伤害压井液。以重量百分含量计，包括10％的密度调节剂、1.0％的降失水剂，0.3％胶体保护剂，88.7％的水(矿化度0-20*104ppm)，其中密度调节剂包括以重量份数计，0.09份起泡剂、0.03份稳泡剂、2.0份屏蔽暂堵剂、0.3份硅酸钠玻璃、2.0份硅铝氧化物、6.0份膨润土。配制时先备好配制用水，将压井液的配方里的组分除起泡剂外按配比预先混合均匀，用混合漏斗将混合材料加入水中搅拌，用混合漏斗加入起泡剂，搅拌均匀，制备形成低密度低伤害压井液。
对低密度低伤害压井液进行抗温、抗酸性气评价试验。将反应釜内的低密度低伤害压井液进行密封，以转速300r/min动态搅拌低密度低伤害压井液，通入氮气5小时，总压15MPa，系统升温至130℃，通入H2S和CO2气体，H2S分压2.5MPa，CO2分压1.2MPa，反应时间48h。经检测，本对比例产品在反应前，密度0.65g/cm3、表观粘度28mPa.s、塑性粘度15mPa.s；反应后，密度0.99g/cm3、表观粘度44mPa.s、塑性粘度29mPa.s，出现明显沉淀，配伍性差。
试验例
将上述实施例1～8与对比例1～2在高温高酸性条件下稳定效果作对比，结果见表2：
表2实施例1～8与对比例1～2在高温高酸性条件下稳定效果对比
高酸性气藏水基微泡压井液的稳定性主要由密度、表观粘度和塑性粘度变化率来表征。上述实施例1～8及对比例1～2的试验数据表明：实施例1～8在130℃、高酸性条件下，反应48h前后密度变化率平均达到4.3％，远低于对比例1和对比例2的22.22％和52.31％；表观粘度变化率平均达到7.68％，远低于对比例1和对比例2的35.56％和57.14％；塑性粘度变化率平均达到8.49％，远低于对比例1和对比例2的43.33％和93.33％。因此本发明制备的一种高酸性气藏水基微泡压井液在高温高酸性环境下更稳定，能够满足低压高酸性气井的压井要求。

Claims (10)

1.一种高酸性气藏水基微泡压井液，其特征在于：含有式(1)和式(2)所示官能团结构的醇胺类组合泡膜剂：
其中：R1为碳链长度≤4的烃基，R2为-CH3或-H，R3为碳链长度≤5的烃基；
R-OH (2)
其中：R为碳链长度≤15的直链饱和烃基。
2.一种高酸性气藏水基微泡压井液，其特征在于：由醇胺类组合泡膜剂、性能调节剂、起泡剂、稳泡剂、甲酸钾密度调节剂、碳酸钠pH调节剂和水组成，以质量百分含量计，组成如下：醇胺类组合泡膜剂：1.2～2.5％，性能调节剂：2～5％，起泡剂：0.3～1.4％，稳泡剂：2～4％，甲酸钾密度调节剂：5～40％，碳酸钠pH调节剂：1～3％，水：余量。
3.根据权利要求2所述的一种高酸性气藏水基微泡压井液，其特征在于：所述的醇胺类组合泡膜剂为胺类物质与醇类物质按照质量比1:(1～4)复配而成。
4.根据权利要求3所述的一种高酸性气藏水基微泡压井液，其特征在于：所述的胺类物质为二甘醇胺、二乙醇胺或N-甲基二乙醇胺。
5.根据权利要求3所述的一种高酸性气藏水基微泡压井液，其特征在于：所述的醇类物质为正辛醇、月桂醇或正戊醇。
6.根据权利要求2所述的一种高酸性气藏水基微泡压井液，其特征在于：所述的性能调节剂由抗硫剂、缓蚀剂按照质量比1:(1～3)复配而成，由碳酸钠pH调节剂将体系的pH值范围调节至10～12。
7.根据权利要求6所述的一种高酸性气藏水基微泡压井液，其特征在于：所述的抗硫剂为乙二胺或三乙烯四胺。
8.根据权利要求6所述的一种高酸性气藏水基微泡压井液，其特征在于：所述的缓蚀剂为l-羟乙基-2-油酸基咪唑啉季铵盐或2-十一烷基-1-氨乙基-咪唑啉。
9.根据权利要求2所述的一种高酸性气藏水基微泡压井液，其特征在于：所述的起泡剂为十二烷基苯磺酸钠、十二烷基硫酸三乙醇胺和椰子油二乙醇酰胺按照质量比(1～3):(1～3):1复配而成。
10.根据权利要求2所述的一种高酸性气藏水基微泡压井液，其特征在于：所述的稳泡剂为黄原胶、羧甲基纤维素和三偏磷酸钠按照质量比(2～4):(1～3):1复配而成。
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