CN106928943B - 一种替代CaBr2的强抑制低腐蚀盐水完井液及其制备方法 - Google Patents

一种替代CaBr2的强抑制低腐蚀盐水完井液及其制备方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种替代CaBr2的强抑制低腐蚀盐水完井液及其制备方法，该碱性完井液包括以质量分数计的50～80％的复合钾盐，1～3％的疏水改性海藻酸钠，1～2％的粘土防膨剂，1.5～2％的降滤失剂，2～5％的缓蚀剂和余量的水；通过首次采用疏水改性海藻酸钠作为完井液增粘剂和配伍性良好的粘土防膨剂、降滤失剂和缓蚀剂，配置出能替代密度为1.70g/cm3的CaBr2盐水完井液的新型强抑制低腐蚀盐水完井液；此外，该碱性完井液制备方法简单，安全，具有极好的工业前景。

Description

一种替代CaBr2的强抑制低腐蚀盐水完井液及其制备方法
技术领域
本发明涉及盐水完井液技术领域，特别涉及一种替代CaBr2的强抑制低腐蚀盐水完井液及其制备方法。
背景技术
完井液是完井过程中使用的工作液。它的主要功能是平衡地层压力、携带悬浮固相颗粒、提高储层保护能力等。使用劣质完井液会使油井产能降低30％以上，造成地层损害。
CaBr2盐水完井液作为常用的压井液体系，它的优点是价格适中，完全溶解后，饱和溶液密度能达到1.70g/cm3左右。但CaBr2盐水完井液也存在着很多缺点：1)在冬季施工时，由于室外温度很低(低于10℃时)，由于自身的理化性质使得CaBr2溶解速度缓慢，固相含量增加，盐水溶液密度很难达到要求，有时密度只能达到1.45g/cm3左右；2)由于溶解性差，无机盐不溶微粒析出、侵入地层，造成孔隙阻塞；3)由于CaBr2为二价金属盐，Ca2+盐遇CO3 2-、SO4 2-等易发生结垢现象，不环保，对储层有损害；4)CaBr2盐水完井液对套管腐蚀性强，时间久后，存在潜在的危险；5)完井液体系自身性能欠缺，使胶结颗粒松散后溶解、使矿物溶解或重结晶，发生微粒运移和矿物沉淀，导致岩石对储层损害。储层受到损害后，一是容易造成储油层的产能降低，严重者完全丧失产油能力，造成油田的巨大经济损失；二是想要恢复到原有水平相当困难，理所当然费用也是非常昂贵。因此，急需研发一种替代CaBr2的强抑制低腐蚀盐水完井液体系，最大限度减少对油气层的损害。
发明内容
本发明的目的是提供一种能够替代传统CaBr2盐水完井液，且液体密度能达到1.70g/cm3左右的强抑制低腐蚀盐水完井液。
本发明的另一目的是提供一种制备上述替代CaBr2的强抑制低腐蚀盐水完井液的制备方法。
为此，本发明技术方案如下：
一种替代CaBr2的无污染低伤害碱性完井液，包括以质量分数计的50～80％的复合钾盐，1～3％的疏水改性海藻酸钠，1～2％的粘土防膨剂，1.5～2％的降滤失剂，2～5％的缓蚀剂和余量的水，各组分含量之和共计100％；其中，所述复合钾盐为质量比为1:4～1:19的甲酸钾和焦磷酸钾的混合物。
所述焦磷酸钾和甲酸钾均可选用工业品纯度≥95％的市售产品。
选用质量比为1:4～1:19的甲酸钾和焦磷酸钾的混合物替代传统使用的
CaBr2，不仅保证了原有CaBr2盐水完井液液体密度达到1.70g/cm3的要求；同时，避免了CaCl2盐水完井液由于Ca2+结垢现象造成的储层损坏的问题。
所述海藻酸钠选用分子量为40000～120000的海藻酸钠，所述烷基缩水甘油醚为但不限于辛基缩水甘油醚、十二烷基缩水甘油醚中的一种；通过烷基缩水甘油醚进行疏水改性，对海藻酸钠的高粘度特性进行抑制；经过测试，当改性前后的海藻酸钠在水中加入量均为1～1.5wt.％时，改性前的海藻酸钠缓慢溶于水后的粘度高达200mp.s，而经过改性后的疏水改性海藻酸钠溶于水的速度明显加快，粘度为120～180mp.s；可见，疏水改性海藻酸钠溶于水后的粘度有效得到了降低，同时溶于水的速度明显加快，即增强了水溶性。
需要强调的是，本申请首次提出采用疏水改性海藻酸钠作为完井液体系的增粘剂，在实现增粘效果，有效防止漏失的同时，比其它增粘剂溶解速度更快，增粘效果更好。
所述粘土防膨剂采用以质量分数计的10～40％的季铵盐型有机阳离子聚合物、10～20％的屏蔽剂和40～80％的无机盐混合制成；其中，所述屏蔽剂为为长链脂肪酸酯、长链脂肪醇酯中的一种，所述无机盐为金属氯化物。
所述降滤失剂为羧甲基纤维素、磺化淀粉或丙烯酸-丙烯酰胺共聚物。
所述缓蚀剂为咪唑啉型缓蚀剂、有机胺类缓蚀剂或氰基无机化合物缓蚀剂。
所述咪唑啉型缓蚀剂，可选用已公开专利CN201610497309.5公开的酸化用复配咪唑啉型缓蚀剂，其由以质量分数计的2～5％的阳离子表面活性剂，25～ 55％的咪唑啉，0.5～3％非离子表面活性剂，30～50％的互溶剂和余量为水反应制得。所述有机胺类缓蚀剂具体可选用Baracor300；或氰基无机化合物缓蚀剂具体可选用Baracor450。
一种替代CaBr2的强抑制低腐蚀盐水完井液的制备方法，其特征在于，步骤如下：将去离子水、50～80％的复合钾盐、1～2％的粘土防膨剂、1.5～2％的降滤失剂依次加入到反应瓶中搅拌均匀，室温下搅拌0.5～1h，然后加入1～3％的疏水改性海藻酸钠，继续室温下搅拌0.5～1h至混合均匀，最后加入2～5％的缓蚀剂，继续搅拌直至形成均匀透明的碱性完井液体系；其中，上述各组分的加入量均以质量分数计，去离子水的加入量与其它各组分加入量之和为100％。
该碱性完井液体系为透明液体，pH为8～9。
与现有技术相比，该替代CaBr2盐水完井液的强抑制低腐蚀盐水完井液选用以一定比例进行复配的焦磷酸钾和甲酸钾作为无机盐配制强抑制低腐蚀盐水完井液，其各组分溶解性好，溶解速度快，溶解后完井液密度能够达到1.70g/cm3，且具有完井作业过程中不发生结垢，环保，对储层伤害小等突出特点，实现完全替代传统CaBr2盐水完井液；此外，该强抑制低腐蚀盐水完井液筛选出配伍性良好的疏水改性海藻酸钠、降滤失剂、适用于高密度盐水完井液用的缓蚀剂和粘土防膨剂，提升了体系自身性能，有效在完井作业过程中抑制胶结颗粒松散后的溶解、抑制矿物溶解或重结晶，抑制黏土发生微粒运移和阻止矿物形成沉淀，有效地保护了储层；另外，该替代CaBr2盐水完井液的强抑制低腐蚀盐水完井液制备方法简单，安全，具有极好的工业前景。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明做进一步的说明，但下述实施例绝非对本发明有任何限制。
实施例1
将32份去离子水、60份复合钾盐(甲酸钾和焦磷酸钾的质量比为1.5:8.5)、 2份粘土防膨剂、1.5份丙烯酸-丙烯酰胺共聚物类降滤失剂依次加入到反应瓶中搅拌均匀，并在室温下搅拌0.5～1h；然后向反应瓶中加入1份疏水改性海藻酸钠，继续搅拌0.5～1h，使混合体系为均匀状态；最后向反应瓶中加入3.5份有机胺类缓蚀剂，Baracor300，继续搅拌直至形成均匀的透明强抑制低腐蚀盐水完井液。
上述各组分的加入份数为重量份，以下实施例2～5同，不再赘述。
实施例2
将37份去离子水、55份复合钾盐(甲酸钾和焦磷酸钾的质量比为2:8)、1.5 份粘土防膨剂、2份磺化淀粉依次加入到反应瓶中搅拌均匀，并在室温下搅拌 0.5～1h；然后向反应瓶中加入1.5份疏水改性海藻酸钠，继续搅拌0.5～1h，使混合体系为均匀状态；最后向反应瓶中加入3份咪唑啉型缓蚀剂，继续搅拌直至形成均匀的透明强抑制低腐蚀盐水完井液。
实施例3
将11.5份去离子水、80份复合钾盐(甲酸钾和焦磷酸钾的质量比为1:9)、1 份粘土防膨剂、1.5份羧甲基纤维素依次加入到反应瓶中搅拌均匀，并在室温下搅拌0.5～1h；然后向反应瓶中加入2份疏水改性海藻酸钠，继续搅拌0.5～1h，使混合体系为均匀状态；最后向反应瓶中加入4份氰基无机化合物缓蚀剂， Baracor450，继续搅拌直至形成均匀的透明强抑制低腐蚀盐水完井液。
实施例4
将18.5份去离子水、70份复合钾盐(甲酸钾和焦磷酸钾的质量比为0.5:9.5)、 2份粘土防膨剂、2份丙烯酸-丙烯酰胺共聚物类降滤失剂依次加入到反应瓶中搅拌均匀，并在室温下搅拌0.5～1h；然后向反应瓶中加入3份疏水改性海藻酸钠，继续搅拌0.5～1h，使混合体系为均匀状态；最后向反应瓶中加入4.5份氰基无机化合物缓蚀剂，Baracor450，继续搅拌直至形成均匀的透明强抑制低腐蚀盐水完井液。
在上述实施例1～4中，所用疏水改性海藻酸钠采用下述制备方法得到：称量一定量的海藻酸钠加入至反应瓶中，加足量水搅拌至黄色均匀的乳状液；然后滴加NaOH调节乳状液pH至9左右，缓慢加入相当于海藻酸钠重量0.5倍的辛基缩水甘油醚，升温至75℃并回流反应8h；反应结束后冷却至室温，滴加醋酸调节反应液pH至4，进而加入足量丙酮洗去反应液中的水和辛基缩水甘油醚，使产物析出后过滤，丙酮二次洗涤，烘干，备用。
所述粘土膨胀剂的制备方法为：将30g乙二胺溶解在200mL甲醇中，加入70g37.5％盐酸，常温下搅拌1.5h，得到乙二胺盐酸盐的混合溶液I；然后向混合溶液I中加入5g脂肪酸酯(16C-18C)，继续搅拌至溶液均匀，得到混合溶液II；向混合溶液II中滴加60g环氧氯丙烷，滴加完成后，加入0.11gK2S2O8-NaHSO3，不断搅拌并升温至70℃，回流4h后停止反应，得到含有季胺型有机阳离子聚合物的混合溶液III；最后向混合溶液III中加入混合溶液III总质量的70％的氯化铵混合均匀，蒸干溶剂，即得到压裂用抗高温防膨剂。
所述咪唑啉型缓蚀剂的制备方法为：将32.5份去离子水和30份丙醇加入反应瓶中，然后依次向反应瓶中加入35份咪唑啉、2份1-聚氨乙基-2-十一烷基咪唑啉盐酸盐加入到反应瓶中搅拌均匀，40～50℃反应0.6h，停止加热，向反应瓶中加入1.5份聚氧乙烯-1,1’二烷基丙炔醇醚，搅拌均匀并冷却至室温，得到棕褐色透明液体，即咪唑啉型缓蚀剂。
对实施例1～4制备的透明强抑制低腐蚀盐水完井液进行包括：液体pH值测定、液体密度测定以、配伍性，以及岩心渗透率恢复值实验、岩心伤害率和腐蚀度评价实验的相关测试。
其中，岩心渗透率恢复值是评价完井液对储层的损害程度或对储层保护效果的最直观的方法；其采用天然岩心在流动实验装置上，测量实验岩心污染前后的渗透率，所得比值即为渗透率恢复值。渗透率恢复值能够直观反映储层岩心的损害程度。完井液的渗透率恢复值越大，说明对储层损害越小，一般渗透率恢复值应不小于75％(具体方法可参照《砂岩储层敏感性评价——岩心流动试验程序》的行业标准)。
岩心伤害率的测定方法：取若干块已洗油、洗盐处理的岩心做平行实验，首先用煤油测试每块岩心的原始渗透率，然后使用配制的无污染低伤害碱性完井液对岩心进行污染，再测试污染后的岩心渗透率，通过污染前后的渗透率的比值来评价岩心伤害率。
完井液体系腐蚀度通过测定完井液体系的腐蚀速率进行评价，具体方法为：采用P110钢为测试对象，参考标准-SY/T0026-1999测试。当腐蚀速率低于
0.075mm/a时，即可认定为轻度腐蚀。
测试结果如下表1所示。
表1：
Figure BDA0001223576210000061
从上表1的测试结果可以看出，实施例1～4制备的以甲酸钾和焦磷酸钾为无机盐进行复配的强抑制低腐蚀盐水完井液的pH为8～9，密度可达到 1.58～1.7g/cm3，完全能够替代传统的溴化钙盐水完井液体系；此外，将经过疏水改性的海藻酸钠作为增粘剂引入完井液体系，并通并配合具有良好配伍性的降滤失剂、粘土防膨剂和缓蚀剂剂，最终得到溶解均匀透明的强抑制低腐蚀盐水完井液。
该碱性完井液在岩心渗透率恢复值和岩心伤害率测试中，其岩心渗透率恢复值超过80，岩心伤害率控制在22％以下；而对比溴化钙盐水完井液体系的储层损害评价实验结果，溴化钙盐水完井液的岩心渗透率恢复值约为75，岩心伤害率约为25％，可见本申请公开的碱性完井液不仅可以达到传统的溴化钙盐水完井液体系的效果，并且能够最大限度减少对油气层的损害。
在腐蚀评价中，实施例1～4制备的强抑制低腐蚀盐水完井液对P110钢的腐蚀速率低于0.02mm/a，为轻度腐蚀；相对于溴化钙盐水完井液对P110钢的腐蚀速率：0.03mm/a，可以看出，该强抑制低腐蚀盐水完井液在达到传统的溴化钙盐水完井液体系的效果的同时，大大减小了其在使用过程中对套管腐蚀性，属于一种极佳的传统化钙盐水完井液体系的替代产品。

Claims (5)

1.一种替代CaBr2的强抑制低腐蚀盐水完井液，其特征在于，包括以质量分数计的50～80％的复合钾盐，1～3％的疏水改性海藻酸钠，1～2％的粘土防膨剂，1.5～2％的降滤失剂，2～5％的缓蚀剂和余量的水，各组分含量之和共计100％；其中，所述复合钾盐为质量比为1:4～1:19的甲酸钾和焦磷酸钾的混合物；所述疏水改性海藻酸钠是以烷基缩水甘油醚为原料，对分子量为40000～120000的海藻酸钠进行改性制得。
2.根据权利要求1所述的替代CaBr2的强抑制低腐蚀盐水完井液，其特征在于，所述粘土防膨剂采用以质量分数计的10～40％的季铵盐型有机阳离子聚合物、10～20％的屏蔽剂和40～80％的无机盐混合制成；其中，所述屏蔽剂为为长链脂肪酸酯、长链脂肪醇酯中的一种，所述无机盐为金属氯化物。
3.根据权利要求1所述的替代CaBr2的强抑制低腐蚀盐水完井液，其特征在于，所述降滤失剂为羧甲基纤维素、磺化淀粉、丙烯酸-丙烯酰胺的共聚物。
4.根据权利要求1所述的替代CaBr2的强抑制低腐蚀盐水完井液，其特征在于，所述缓蚀剂为咪唑啉型缓蚀剂、有机胺类缓蚀剂、氰基无机化合物缓蚀剂中的一种。
5.一种替代CaBr2的强抑制低腐蚀盐水完井液的制备方法，其特征在于，步骤如下：将去离子水、50～80％的复合钾盐、1～2％的粘土防膨剂、1.5～2％的降滤失剂依次加入到反应瓶中搅拌均匀，室温下搅拌0.5～1h，然后加入1～3％的疏水改性海藻酸钠，继续室温下搅拌0.5～1h至混合均匀，最后加入2～5％的缓蚀剂，继续搅拌直至形成均匀透明的碱性完井液体系；其中，上述各组分的加入量均以质量分数计，去离子水的加入量与其它各组分加入量之和为100％；所述复合钾盐为质量比为1:4～1:19的甲酸钾和焦磷酸钾的混合物。
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