CN107513381A - 一种无固相修井液及其配制方法和使用方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种无固相修井液及其配制方法和使用方法，属于修井液领域。所述无固相修井液包括以下质量分数的组分：地层清洗剂0.97‑2.8％、助排剂0.18‑0.28％、粘土稳定剂0.48‑0.9％、氯化钾0.97‑1.86％、缓蚀阻垢剂0.1‑0.28％、杀菌剂0.1‑0.28％以及采油污水93.6‑97.2％；所述无固相修井液的温度为40℃以上。所述使用方法为：将所述温度为40℃以上的无固相修井液注入到井筒中或者将所述无固相修井液加热至40℃以上以后注入到井筒中。本发明通过配制温度为40℃以上的无固相修井液以及通过添加对原油有润湿和剥离作用的地层清洗剂，并配套助排剂、粘土稳定剂、缓蚀阻垢剂、杀菌剂等，可以实现有效防止高凝原油结蜡问题，保护储层免遭水敏、水锁、结垢伤害。
Description
技术领域
本发明涉及修井液领域，特别涉及一种无固相修井液及其配制方法和使用方法。
背景技术
修井液是在油气井完成投产以后为恢复和提高油气井产能而使用的各种流体。修井液有很多不同的种类，例如：泡沫修井液、固相暂堵型修井液、凝胶型修井液和无固相修井液等。其中，无固相修井液使用较为广泛。由于无固相修井液是一种直接接触储层的入井液，其合理选择可有效减少对储层的伤害。
现有技术的无固相修井液主要有以下三类：一类是采用采油污水、油田卤水或者自来水等液体直接作为修井液；另一类是采用无机盐或者有机盐配制修井液，其中，复配的无机盐为氯化钠、氯化钾、氯化钙、溴化锌和溴化钙等，有机盐为甲酸钠、甲酸钾和甲酸铯等；还有一类是在前两类修井液中添加一些功能性外加剂作为修井液，比如，添加HEC或者黄原胶作为降滤失剂降低液体滤失量，添加表面活性剂ABS减少水锁损害，添加防膨剂控制地层水敏等。
在实现本发明的过程中，发明人发现现有技术至少存在以下问题：
无固相修井液一般采用自来水配制，当冬天温度较低时，并且当原油物性差、凝固点高以及渗透率低时，修井液进入井筒后，容易导致储层中高凝原油结蜡，堵塞储层孔喉，同时原油的结蜡和有机垢容易造成储层渗透率降低，导致修井液大量浸入储层造成污染，使修井作业后产量恢复困难或者油井产量下降。
发明内容
为了解决现有技术低温时原油结蜡、有机垢造成堵塞以及储层渗透率降低的问题，本发明实施例提供了一种无固相修井液及其配制方法和使用方法。所述技术方案如下：
第一方面，本发明实施例提供一种无固相修井液，其包括以下质量分数的组分：地层清洗剂0.97-2.8％、助排剂0.18-0.28％、粘土稳定剂0.48-0.9％、氯化钾0.97-1.86％、缓蚀阻垢剂0.1-0.28％、杀菌剂0.1-0.28％以及采油污水93.6-97.2％；所述无固相修井液的温度为40℃以上。
进一步地，所述无固相修井液包括以下质量分数的组分：地层清洗剂2.8％、助排剂0.28％、粘土稳定剂0.9％、氯化钾1.86％、缓蚀阻垢剂0.28％、杀菌剂0.28％以及采油污水93.6％。
具体地，所述地层清洗剂为烷基酚聚氧乙烯醚与丙三醇混合物的水溶液；所述烷基酚聚氧乙烯醚的聚合度为9-12，分子量为640g/mol-670g/mol，其在水溶液中有效含量≥30％；所述丙三醇在水溶液中有效含量≥20％。
具体地，所述助排剂为十二烷基磺酸钠与乙醇混合物的水溶液；所述十二烷基磺酸钠在水溶液中有效含量≥20％；所述乙醇在水溶液中有效含量≥30％。
具体地，所述粘土稳定剂为有效含量≥50％的环氧丙基三甲基氯化铵水溶液。
具体地，所述缓蚀阻垢剂为浓度为60％的二乙烯三胺五甲叉膦酸五钠水溶液。
具体地，所述杀菌剂为有效含量≥2％异噻唑啉酮的水溶液。
具体地，所述采油污水符合行业标准SY/T5329-94中的一级注水水质标准。
第二方面，本发明实施例提供一种无固相修井液的配制方法，所述配制方法为：将温度大于40℃的采油污水93.6-97.2质量份加入到搅拌罐中，然后将地层清洗剂0.97-2.8质量份加入所述搅拌罐中进行搅拌；然后依次加入助排剂0.18-0.28质量份、粘土稳定剂0.48-0.9质量份、氯化钾0.97-1.86质量份、缓蚀阻垢剂0.1-0.28质量份和杀菌剂0.1-0.28质量份，在保持所述无固相修井液的温度为40℃以上的前提下进行搅拌。
进一步地，所述无固相修井液的配制方法包括：将温度大于40℃的采油污水93.6质量份加入到搅拌罐中，然后将地层清洗剂2.8质量份加入所述搅拌罐中进行搅拌；然后依次加入助排剂0.28质量份、粘土稳定剂0.9质量份、氯化钾1.86质量份、缓蚀阻垢剂0.28质量份和杀菌剂0.28质量份，在保持所述无固相修井液的温度为40℃以上的前提下进行搅拌。
具体地，所述无固相修井液的配制方法为，将采油污水放入搅拌罐之前，将采油污水进行处理使之符合行业标准SY/T5329-94中的一级注水水质标准。
具体地，所述的无固相修井液的配制方法为，将地层清洗剂加入搅拌罐中搅拌30分钟以上。
具体地，所述搅拌罐为恒温搅拌罐。
具体地，所述搅拌罐恒定的温度为40℃以上。
第三方面，本发明实施例提供一种无固相修井液的使用方法，所述无固相修井液包括以下质量分数的组分：地层清洗剂0.97-2.8％、助排剂0.18-0.28％、粘土稳定剂0.48-0.9％、氯化钾0.97-1.86％、缓蚀阻垢剂0.1-0.28％、杀菌剂0.1-0.28％以及采油污水93.6-97.2％；所述使用方法为：将所述无固相修井液加热至40℃以上以后注入到井筒中。
进一步地，所述无固相修井液包括以下质量分数的组分：地层清洗剂2.8％、助排剂0.28％、粘土稳定剂0.9％、氯化钾1.86％、缓蚀阻垢剂0.28％、杀菌剂0.28％以及采油污水93.6％。
进一步地，所述无固相修井液的使用方法为，将所述无固相修井液加热至40℃以上之前，无固相修井液的配置方法为：将采油污水93.6-97.2质量份加入到搅拌罐中，然后将地层清洗剂0.97-2.8质量份加入所述搅拌罐中进行搅拌；然后依次加入助排剂0.18-0.28质量份、粘土稳定剂0.48-0.9质量份、氯化钾0.97-1.86质量份、缓蚀阻垢剂0.1-0.28质量份和杀菌剂0.1-0.28质量份并且进行搅拌。
具体地，所述无固相修井液的使用方法之前的配制方法为，将采油污水放入搅拌罐之前，将采油污水进行处理使之符合行业标准SY/T5329-94中的一级注水水质标准。
具体地，所述无固相修井液的使用方法之前的配制方法为，将地层清洗剂加入搅拌罐中搅拌30分钟以上。
进一步地，所述无固相修井液的使用方法为，将所述无固相修井液加热至40℃以上，在加热的同时进行搅拌。
第四方面，本发明实施例还提供一种无固相修井液的使用方法，所述使用方法为：将温度大于40℃的采油污水93.6-97.2质量份加入到搅拌罐中，然后将地层清洗剂0.97-2.8质量份加入所述搅拌罐中进行搅拌；然后依次加入助排剂0.18-0.28质量份、粘土稳定剂0.48-0.9质量份、氯化钾0.97-1.86质量份、缓蚀阻垢剂0.1-0.28质量份和杀菌剂0.1-0.28质量份，在保持所述无固相修井液的温度为40℃以上的前提下进行搅拌，得到无固相修井液，将所述无固相修井液注入到井筒中。
进一步地，所述无固相修井液的使用方法为，将温度大于40℃的采油污水93.6质量份加入到搅拌罐中，然后将地层清洗剂2.8质量份加入所述搅拌罐中进行搅拌；然后依次加入助排剂0.28质量份、粘土稳定剂0.9质量份、氯化钾1.86质量份、缓蚀阻垢剂0.28质量份和杀菌剂0.28质量份，在保持所述无固相修井液的温度为40℃以上的前提下进行搅拌，得到无固相修井液，将所述无固相修井液注入到井筒中。
具体地，所述无固相修井液的使用方法为，将采油污水放入搅拌罐之前，将采油污水进行处理使之符合行业标准SY/T5329-94中的一级注水水质标准。
具体地，所述无固相修井液的使用方法为，将地层清洗剂加入搅拌罐中搅拌30分钟以上。
具体地，所述搅拌罐为恒温搅拌罐。
具体地，所述搅拌罐恒定的温度为40℃以上。
本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：
通过采用无固相修井液的温度为40℃以上可以有效防止高凝原油结蜡问题，同时通过添加地层清洗剂，对原油有润湿和剥离作用，进一步解除结蜡以及去除有机垢，通过添加缓蚀阻垢剂防止无机盐离子产生的结垢以及降低其对井下设施的腐蚀性；通过添加氯化钾和粘土稳定剂来有效、长时地防止黏土水化膨胀和分散运移，进一步的保护储层免遭水敏伤害；通过添加助排剂来降低无固相修井液的界面张力和表面张力，进而减少储层由于毛细管阻力造成的水锁损害；通过添加杀菌剂来防止修井液中细菌繁殖过快而堵塞储层原油流通道。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面对本发明实施方式作进一步地详细描述。
第一方面，本发明实施例提供一种无固相修井液，其包括以下质量分数的组分：地层清洗剂0.97-2.8％、助排剂0.18-0.28％、粘土稳定剂0.48-0.9％、氯化钾0.97-1.86％、缓蚀阻垢剂0.1-0.28％、杀菌剂0.1-0.28％以及采油污水93.6-97.2％；所述无固相修井液的温度为40℃以上。
进一步地，所述无固相修井液包括以下质量分数的组分：地层清洗剂2.8％、助排剂0.28％、粘土稳定剂0.9％、氯化钾1.86％、缓蚀阻垢剂0.28％、杀菌剂0.28％以及采油污水93.6％。
具体地，所述地层清洗剂为烷基酚聚氧乙烯醚与丙三醇混合物的水溶液；所述烷基酚聚氧乙烯醚的聚合度为9-12，分子量为640g/mol-670g/mol，其在水溶液中有效含量≥30％；所述丙三醇在水溶液中有效含量≥20％。
优选地，所述地层清洗剂采用地层清洗剂的型号为ZCS-01，厂家为大港油田石油工程研究院。
具体地，所述助排剂为十二烷基磺酸钠与乙醇混合物的水溶液；所述十二烷基磺酸钠在水溶液中有效含量≥20％；所述乙醇在水溶液中有效含量≥30％。
优选地，所述助排剂的型号为RS-1，厂家为大港油田石油工程研究院。
具体地，所述粘土稳定剂为有效含量≥50％的环氧丙基三甲基氯化铵水溶液。
优选地，所述粘土稳定剂的型号为ZCS-04，厂家为大港油田石油工程研究院。
具体地，所述缓蚀阻垢剂为浓度为60％的二乙烯三胺五甲叉膦酸五钠水溶液。
优选地，所述缓蚀阻垢剂的型号为KYHZ-6，厂家为大港油田石油工程研究院。
具体地，所述杀菌剂为有效含量≥2％异噻唑啉酮的水溶液。
优选地，所述杀菌剂的型号为TS809(ZCYB-J07)，厂家为大港油田石油工程研究院。
具体地，所述采油污水符合行业标准SY/T5329-94中的一级注水水质标准。
第二方面，本发明实施例提供一种无固相修井液的配制方法，所述配制方法为：将温度大于40℃的采油污水93.6-97.2质量份加入到搅拌罐中，然后将地层清洗剂0.97-2.8质量份加入所述搅拌罐中进行搅拌；然后依次加入助排剂0.18-0.28质量份、粘土稳定剂0.48-0.9质量份、氯化钾0.97-1.86质量份、缓蚀阻垢剂0.1-0.28质量份和杀菌剂0.1-0.28质量份，在保持所述无固相修井液的温度为40℃以上的前提下进行搅拌。
进一步地，所述无固相修井液的配制方法包括：将温度大于40℃的采油污水93.6质量份加入到搅拌罐中，然后将地层清洗剂2.8质量份加入所述搅拌罐中进行搅拌；然后依次加入助排剂0.28质量份、粘土稳定剂0.9质量份、氯化钾1.86质量份、缓蚀阻垢剂0.28质量份和杀菌剂0.28质量份，在保持所述无固相修井液的温度为40℃以上的前提下进行搅拌。
具体地，所述无固相修井液的配制方法为，将采油污水放入搅拌罐之前，将采油污水进行处理使之符合行业标准SY/T5329-94中的一级注水水质标准。
具体地，所述的无固相修井液的配制方法为，将地层清洗剂加入搅拌罐中搅拌30分钟以上。
具体地，所述搅拌罐为恒温搅拌罐。
具体地，所述搅拌罐恒定的温度为40℃以上。
第三方面，本发明实施例提供一种无固相修井液的使用方法，所述无固相修井液包括以下质量分数的组分：地层清洗剂0.97-2.8％、助排剂0.18-0.28％、粘土稳定剂0.48-0.9％、氯化钾0.97-1.86％、缓蚀阻垢剂0.1-0.28％、杀菌剂0.1-0.28％以及采油污水93.6-97.2％；所述使用方法为：将所述无固相修井液加热至40℃以上以后注入到井筒中。
进一步地，所述无固相修井液包括以下质量分数的组分：地层清洗剂2.8％、助排剂0.28％、粘土稳定剂0.9％、氯化钾1.86％、缓蚀阻垢剂0.28％、杀菌剂0.28％以及采油污水93.6％。
进一步地，所述无固相修井液的使用方法为，将所述无固相修井液加热至40℃以上之前，无固相修井液的配置方法为：将采油污水93.6-97.2质量份加入到搅拌罐中，然后将地层清洗剂0.97-2.8质量份加入所述搅拌罐中进行搅拌；然后依次加入助排剂0.18-0.28质量份、粘土稳定剂0.48-0.9质量份、氯化钾0.97-1.86质量份、缓蚀阻垢剂0.1-0.28质量份和杀菌剂0.1-0.28质量份并且进行搅拌。
具体地，所述无固相修井液的使用方法之前的配制方法为，将采油污水放入搅拌罐之前，将采油污水进行处理使之符合行业标准SY/T5329-94中的一级注水水质标准。
具体地，所述无固相修井液的使用方法之前的配制方法为，将地层清洗剂加入搅拌罐中搅拌30分钟以上。
进一步地，所述无固相修井液的使用方法为，将所述无固相修井液加热至40℃以上，在加热的同时进行搅拌。
第四方面，本发明实施例还提供一种无固相修井液的使用方法，所述使用方法为：将温度大于40℃的采油污水93.6-97.2质量份加入到搅拌罐中，然后将地层清洗剂0.97-2.8质量份加入所述搅拌罐中进行搅拌；然后依次加入助排剂0.18-0.28质量份、粘土稳定剂0.48-0.9质量份、氯化钾0.97-1.86质量份、缓蚀阻垢剂0.1-0.28质量份和杀菌剂0.1-0.28质量份，在保持所述无固相修井液的温度为40℃以上的前提下进行搅拌，得到无固相修井液，将所述无固相修井液注入到井筒中。
进一步地，所述无固相修井液的使用方法为，将温度大于40℃的采油污水93.6质量份加入到搅拌罐中，然后将地层清洗剂2.8质量份加入所述搅拌罐中进行搅拌；然后依次加入助排剂0.28质量份、粘土稳定剂0.9质量份、氯化钾1.86质量份、缓蚀阻垢剂0.28质量份和杀菌剂0.28质量份，在保持所述无固相修井液的温度为40℃以上的前提下进行搅拌，得到无固相修井液，将所述无固相修井液注入到井筒中。
具体地，所述无固相修井液的使用方法为，将采油污水放入搅拌罐之前，将采油污水进行处理使之符合行业标准SY/T5329-94中的一级注水水质标准。
具体地，所述无固相修井液的使用方法为，将地层清洗剂加入搅拌罐中搅拌30分钟以上。
具体地，所述搅拌罐为恒温搅拌罐。
具体地，所述搅拌罐恒定的温度为40℃以上。
本发明实施例中使用的化学试剂：
地层清洗剂：型号ZCS-01，厂家为大港油田石油工程研究院，为烷基酚聚氧乙烯醚与丙三醇混合物的水溶液，烷基酚聚氧乙烯醚的聚合度为9-12，分子量为640g/mol-670g/mol，其在水溶液中有效含量≥30％，丙三醇在水溶液中有效含量≥20％；
助排剂：型号RS-1，厂家为大港油田石油工程研究院，为十二烷基磺酸钠与乙醇混合物的水溶液，十二烷基磺酸钠在水溶液中有效含量≥20％，乙醇在水溶液中有效含量≥30％；
黏土稳定剂：型号ZCS-04，厂家为大港油田石油工程研究院，为有效含量≥50％的环氧丙基三甲基氯化铵水溶液；
氯化钾：含量大于90％，工业用级，厂家为天津长芦盐场；
缓蚀阻垢剂：型号KYHZ-6，厂家为大港油田石油工程研究院，为浓度为60％的二乙烯三胺五甲叉膦酸五钠水溶液；
杀菌剂：型号TS809(ZCYB-J07)，厂家为大港油田石油工程研究院，为有效含量≥2％异噻唑啉酮的水溶液；
采油污水为处理后行业标准SY/T5329-94中的一级注水水质标准；
皂土：上海山浦化工有限公司，分子量360.31；
岩心粉：来自官965井，筛选能通过筛网型号SSW1.14/0.45mm，但不通过筛网型号SSW1.50/0.104mm的岩心粉；
砂岩岩心：来自小集油田官161井3382米砂岩岩心，孔隙度15％，空气渗透率为50～150μm2；
高凝油：来自小8-23-1井，层位为孔一，比重为d420∶0.8985，d450∶0.8791，粘度在50℃时为149.92mpa·s，凝固点为39℃，含蜡量为24.86％；
石英砂：粒径为0.35mm～0.50mm；
煤油：煤油中未检测到水。
本发明实施例中使用的测试方法：
1、密度测定
测定方法按照中国标准GB/T 16783.1--2006中的4.1～4.4执行，测定温度为25℃。
2、防膨率测定
依据行业标准SY/T5971-1994中4离心法测定防膨率。称取岩心粉1500g，恒温105℃±1℃干燥6h后，放入干燥器中备用。称取0.50g皂土，装入10mL离心管中，加入10mL无固相修井液，充分摇匀，室温下放2h，装入离心机，在转速1500r/min下分离15min。读出膨胀后的体积。同样地，称取0.50g岩心粉，装入10mL离心管中，加入10mL无固相修井液，充分摇匀，室温下放2h，装入离心机，在转速1500r/min下分离15min。读出膨胀后的体积。
3、渗透率恢复率的测定
测定方法按照行业标准SY/T6540-2002中的钻井液完井液损害油层室内评价方法。将岩心饱和后，测定岩心原始饱和盐水渗透率K0，不动岩心调接头反向在0.4倍Qc下驱替无固相修井液样品，驱替2Vp后，停止驱替，浸泡120min后，正向驱替饱和盐水20Vp以上，达到稳定的压力和流量，测定无固相修井液驱替后饱和盐水的渗透率K0d。然后计算渗透率恢复率，计算公式为渗透率恢复率％＝(K0d/K0)*100％。
4、原油清洗效率的测定
测量严格按照企业标准Q/12DGY-2014采油用地层清洗剂苯酚迷标准中5.7洗油率步骤进行，试验温度为60℃。
具体步骤如下：
步骤1：人造油污的制备
人造油污的成分按质量分数配方如表1：
表1人造油污的成分按质量分数配方表
| 序号 | 组成成分 | 配制比例 |
| 1 | 原油 | 83％ |
| 2 | 石油沥青 | 12％ |
| 3 | 石蜡 | 5％ |
步骤2：配制方法
按比例称取相应的原油、石油沥青和石蜡于烧杯中，将烧杯置于电炉上慢慢加热，并不断搅拌，使固体沥青和石蜡溶解，并混合均匀，即成人造油污，贮存于干燥器中备用。存放日期不得超过三个月，最好现配现用。
步骤3：标准油溶液的配制
称取0.5g(精确至0.0001g)人造油污移入100mL容量瓶中，用沸程60℃～90℃的石油醚溶解，稀释至刻度。此溶液含油浓度为5.0mg/mL。
步骤4：标准曲线的绘制
用移液管分别移取0.1mL、0.2mL、0.4mL、0.6mL、0.8mL、1.0mL、1.2mL、1.4mL标准油溶液于8只50mL洁净的容量瓶中，用沸程为60℃～90℃的石油醚稀释至刻度，以沸程为60℃～90℃石油醚为空白，在分光光度计上用225nm波长，1cm比色皿测吸光度，根据测得吸光度值与对应的含油量绘制标准曲线。
步骤5：油砂的制备
称取4.0g人造油污于250mL烧杯中，加入沸程为30℃～60℃石油醚10mL，使人造油污溶解，向该溶液加入170g石英砂，搅拌均匀，使砂子和油污充分混合，在80℃～90℃的水浴中加热并搅拌0.5h以上，蒸去石油醚，即成油砂。
步骤6：样品配制
将油层清洗剂样品配制成质量分数为10％的水溶液待用。
步骤7：洗油率的测定
称取3.0g油砂于50mL比色管中，加入5.7.2中所配制的样品10mL，将比色管放置于60℃；
恒温水浴中，每隔15min将比色管取出轻轻转动10次，再置于水浴中，共放置1h后取出，经摇动后置于比色架上。用镊子夹住棉花，蘸去液面及管壁上的油污，注意不要让棉花碰到油砂，小心倾去洗液；
用蒸馏水冲洗比色管内残余的地层清洗剂溶液直到洗出液呈透明状态为止；
将冲洗后的带油砂的比色管放入(105±1)℃的烘箱内烘干4h。取出放入干燥器中放至室温；
在比色管内加入适量沸程为60℃～90℃的石油醚充分摇动，并稀释至刻度。吸取石油醚溶液，在分光光度计上测吸光度，在步骤4中的标准曲线上查出比色管内残余的含油量。
洗油率按公式(3)进行计算：
式中：
X——洗油率，以百分数表示(％)；
K——油砂含油的质量分数，(％)；
W0－－所称油砂的质量，单位为克(g)；
W1——比色管内油砂的残余含油量，单位为克(g)。
5、界面张力的测定
仪器选用QBZY-1全自动表面张力仪，厂家为上海方瑞仪器有限公司，白金环法测定。测定方法按照中国标准GB 6541-86石油产品对水界面张力测定法(圆环法)。
实施例1
本发明实施例提供一种无固相修井液的配制方法。
首先，将温度为65℃的符合一级注水水质标准的采油污水97.2质量份加入到搅拌罐中；
然后将地层清洗剂0.97质量份加入所述搅拌罐中搅拌30分钟；
然后在搅拌的过程中依次加入助排剂0.18质量份、粘土稳定剂0.48质量份、氯化钾0.97质量份、缓蚀阻垢剂0.1质量份和杀菌剂0.1质量份，将各组分搅拌均匀；
最后得到温度约为45℃的无固相修井液。
实施例2
本发明实施例提供一种无固相修井液的配制方法。
首先，将温度为65℃的符合一级注水水质标准的采油污水93.6质量份加入到搅拌罐中；
然后将地层清洗剂2.8质量份加入搅拌罐中搅拌30分钟；
然后在搅拌的过程中依次加入助排剂0.28质量份、粘土稳定剂0.9质量份、氯化钾1.86质量份、缓蚀阻垢剂0.28质量份和杀菌剂0.28质量份，将各组分搅拌均匀；
最后得到温度约为45℃的无固相修井液。
实施例3
本发明实施例提供一种无固相修井液的配制方法。
将温度为65℃的符合一级注水水质标准的采油污水95.3质量份加入到搅拌罐中；
然后将地层清洗剂1.9质量份加入所述搅拌罐中进行搅拌30分钟；
然后在搅拌的过程中依次加入助排剂0.23质量份、粘土稳定剂0.69质量份、氯化钾1.42质量份、缓蚀阻垢剂0.27质量份和杀菌剂0.19质量份，将各组分搅拌均匀；
最后得到温度约为45℃的无固相修井液。
实施例4
本发明实施例提供一种无固相修井液的使用方法。
无固相修井液包括以下质量分数的组分：地层清洗剂2.8％、助排剂0.28％、粘土稳定剂0.9％、氯化钾1.86％、缓蚀阻垢剂0.28％、杀菌剂0.28％以及采油污水93.6％。
无固相修井液的配置方法为：将采油污水93.6质量份加入到搅拌罐中，然后将地层清洗剂2.8质量份加入所述搅拌罐中进行搅拌30分钟；然后依次加入助排剂0.28质量份、粘土稳定剂0.9质量份、氯化钾1.86质量份、缓蚀阻垢剂0.28质量份和杀菌剂0.28质量份并且进行搅拌。
将所述无固相修井液边搅拌边加热至45℃，然后注入到井筒中。
实施例5
本发明实施例提供一种无固相修井液的使用方法。
首先，将温度为65℃的符合一级注水水质标准的采油污水93.6质量份加入到搅拌罐中；
然后将地层清洗剂2.8质量份加入搅拌罐中搅拌30分钟；
然后在搅拌的过程中依次加入助排剂0.28质量份、粘土稳定剂0.9质量份、氯化钾1.86质量份、缓蚀阻垢剂0.28质量份和杀菌剂0.28质量份，将各组分搅拌均匀；得到温度约为45℃的无固相修井液；
最后，将温度约为45℃的无固相修井液注入到井筒中。
实施例6
本发明实施例测定通过实施例1、2、3制备的无固相修井液的密度。
修井液的密度为一项重要的性能参数，其选择是需要满足即能控制井筒压力，又能确保对储层的伤害最小，注入井筒中的修井液液柱压力应该等于地层压力加预定的安全系数。如果修井液的密度过低，修井液液柱压力不足以控制井筒压力，储层流体容易浸入井筒，严重时会造成井喷；如果修井液的密度过高，会造成大量修井液侵入储层而污染产层，严重时会将原油储层压死而无法进行后续的产出工作。
本发明实施例按照实施例1、2、3的配比以及步骤配制无固相修井液，按照中国标准：GB/T 16783.1-2006中的4.1～4.4，分两次分别测定配制好时的无固相修井液以及静置24h后的无固相修井液的密度。具体测试方法请参见发明内容的本实施例中使用的测试方法部分。
表2不同实施例无固相修井液密度评价
| 配方 | 配好时密度g/cm3 | 24h后密度g/cm3 |
| 实施例1 | 1.01 | 1.011 |
| 实施例2 | 1.049 | 1.05 |
| 实施例3 | 1.021 | 1.0205 |
从表2可以看出，3种不同实施例无固相修井液的密度在1.01-1.05g/cm3之间，适合用于非高温高压井。并且3种不同实施例无固相修井液的密度稳定，24小时之后的密度误差小于0.1％，说明体系中几种配方互融，体系配伍性好。
实施例7
本发明实施例测定通过实施例1、2、3制备的无固相修井液的防膨率。
修井液的防膨率是指防止井壁或者井间水敏性粘土的水化、膨胀的程度，由于水敏性粘土的水化、膨胀会使得岩石孔喉直径缩小，并且使一些地层微粒从孔壁上散落下来，在孔喉中迁移，并产生桥堵，从而降低储层的渗透率。而修井液中防膨剂的加入可以有效防止粘土水化膨胀和分散运移。氯化钾的加入可以起到防止粘土水化膨胀，但是有效期较短，添加粘土稳定剂则可以提高其防止粘土水化膨胀的有效期，达到保护储层免遭水敏伤害的目的。
本发明实施例按照实施例1、2、3的配比以及步骤配制无固相修井液，按照行业标准SY/T5971-1994中4离心法，分别测定其对皂土还有岩心粉的防膨率。皂土还有岩心粉的具体参数请参见发明内容的本实施例中使用的化学试剂部分，具体测试方法请参见发明内容的本实施例中使用的测试方法部分。
表3不同实施例无固相修井液防膨率评价
从表3可以看出，本发明实施例的防膨率在85％以上，根据实施例2制备的无固相修井液防膨率最高，而根据实施例1制备的无固相修井液防膨率最低。由于实施例2中粘土稳定剂和氯化钾的量大于实施例3中粘土稳定剂和氯化钾的量大于实施例1中粘土稳定剂和氯化钾的量，那么随着粘土稳定剂和氯化钾的量的增大，防膨率逐渐提高，有效的抑制了粘土的膨胀。
实施例8
本发明实施例测定通过实施例1、2、3制备的无固相修井液的渗透率恢复率。渗透率恢复率是指无固相修井液驱替后砂岩岩心的渗透率与没有驱替无固相修井液砂岩岩心的渗透率之间的比值，通过测定渗透率恢复率可以判断无固相修井液对岩心的损害程度，如果渗透率恢复率的值低，说明无固相修井液对岩心的损害较大，反之，如果渗透率恢复率的值高，说明无固相修井液对岩心的损害较小。
本发明实施例按照实施例1、2、3的配比以及步骤制备无固相修井液，按照行业标准SY/T6540-2002中的钻井液完井液损害油层室内评价方法，对每个配制好的实施例分别测量两次原始饱和盐水渗透率K0以及无固相修井液驱替后饱和盐水的渗透率K0d，然后计算渗透率恢复率，计算公式为渗透率恢复率％＝(K0d/K0)*100％。具体测试方法请参见发明内容的本实施例中使用的测试方法部分。
表4不同实施例无固相修井液渗透率恢复率评价
从表4可以看出，本发明无固相修井液测得的渗透率恢复率为90％以上，并且根据表4中渗透率恢复率值的值可以推出无固相修井液对岩心的损害率，即无固相修井液对岩心的损害率等于100％减去渗透率恢复率％，例如实施例一使用86.2369×10-3μm2的砂岩岩心测得的渗透率恢复率为90％，则实施例一无固相修井液对砂岩岩心的损害率为10％。本发明实施例对岩心的平均损害率为8.74％，说明本发明无固相修井液对砂岩岩心的损害较小，对油层的保护效果较好。
实施例8
本发明实施例测定通过实施例1、2、3制备的无固相修井液的原油清洗效率。本发明实施例按照实施例1、2、3的配比以及步骤制备无固相修井液，按照企业标准Q/12DGY-2014采油用地层清洗剂苯酚迷标准5.7洗油率，并采用高凝油来测定无固相修井液的清洗效率，高凝油的具体参数请参见发明内容的本实施例中使用的化学试剂部分，具体测试方法请参见发明内容的本实施例中使用的测试方法部分。
表5不同实施例无固相修井液原油清洗效率评价
从表5可以看出，本发明的无固相修井液的清洗效率为80％以上，根据实施例2制备的无固相修井液清洗效率最高，而根据实施例1制备的无固相修井液清洗效率最低。由于实施例2中地层清洗剂的量大于实施例3中地层清洗剂的量大于实施例1中地层清洗剂的量，那么无固相修井液的清洗效率随地层清洗剂量的增加而提高。同时也说明了在高凝油中加入地层清洗剂起主要的清洗作用，地层清洗剂的添加改变了高凝油的流动性，对高凝油有润湿和剥离作用，实现进一步解除结蜡以及去除有机垢的效果。
实施例9
本发明实施例测定通过实施例1、2、3制备的无固相修井液对煤油的界面张力。本发明实施例按照实施例1、2、3的配比以及步骤制备无固相修井液，按照中国标准GB 6541-86石油产品对水界面张力测定法，并采用煤油来测定无固相修井液对煤油的界面张力。具体测试方法请参见发明内容的本实施例中使用的测试方法部分。
表6不同实施例无固相修井液界面张力评价
| 配方 | 界面张力mN/m |
| 实施例1 | 0.921 |
| 实施例2 | 0.277 |
| 实施例3 | 0.597 |
从表6可以看出，本发明的无固相修井液对煤油的界面张力在1.0mN/m以下，根据实施例2制备的无固相修井液对煤油的界面张力最低，而根据实施例1制备的无固相修井液对煤油的界面张力最高。由于实施例2中助排剂的量大于实施例3中助排剂的量大于实施例1中助排剂的量，随着助排剂量的增加界面张力呈递减趋势，说明本发明的无固相修井液具有超低界面张力，进而减少储层由于毛细管阻力造成的水锁损害。
综上，本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：
通过无固相修井液的温度为40℃以上可以有效防止高凝原油结蜡问题，同时通过添加地层清洗剂，对原油有润湿和剥离作用，进一步解除结蜡以及去除有机垢，通过添加缓蚀阻垢剂防止无机盐离子产生的结垢以及降低其对井下设施的腐蚀性；通过添加氯化钾和粘土稳定剂来有效、长时地防止黏土水化膨胀和分散运移，进一步的保护储层免遭水敏伤害；通过添加助排剂来降低无固相修井液的界面张力和表面张力，进而减少储层由于毛细管阻力造成的水锁损害；通过添加杀菌剂来防止修井液中细菌繁殖过快而堵塞储层原油流通道。
上述所有可选技术方案，可以采用任意结合形成本公开的可选实施例，在此不再一一赘述。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (26)
1.一种无固相修井液，其特征在于，其包括以下质量分数的组分：地层清洗剂0.97-2.8％、助排剂0.18-0.28％、粘土稳定剂0.48-0.9％、氯化钾0.97-1.86％、缓蚀阻垢剂0.1-0.28％、杀菌剂0.1-0.28％以及采油污水93.6-97.2％；
所述无固相修井液的温度为40℃以上。
2.根据权利要求1所述的无固相修井液，其特征在于，其包括以下质量分数的组分：地层清洗剂2.8％、助排剂0.28％、粘土稳定剂0.9％、氯化钾1.86％、缓蚀阻垢剂0.28％、杀菌剂0.28％以及采油污水93.6％。
3.根据权利要求1所述的无固相修井液，其特征在于，所述地层清洗剂为烷基酚聚氧乙烯醚与丙三醇混合物的水溶液；所述烷基酚聚氧乙烯醚的聚合度为9-12，分子量为640g/mol-670g/mol，其在水溶液中有效含量≥30％；所述丙三醇在水溶液中有效含量≥20％。
4.根据权利要求1所述的无固相修井液，其特征在于，所述助排剂为十二烷基磺酸钠与乙醇混合物的水溶液；所述十二烷基磺酸钠在水溶液中有效含量≥20％；所述乙醇在水溶液中有效含量≥30％。
5.根据权利要求1所述的无固相修井液，其特征在于，所述粘土稳定剂为有效含量≥50％的环氧丙基三甲基氯化铵水溶液。
6.根据权利要求1所述的无固相修井液，其特征在于，所述缓蚀阻垢剂为浓度为60％的二乙烯三胺五甲叉膦酸五钠水溶液。
7.根据权利要求1所述的无固相修井液，其特征在于，所述杀菌剂为有效含量≥2％异噻唑啉酮的水溶液。
8.根据权利要求1所述的无固相修井液，其特征在于，所述采油污水符合行业标准SY/T5329-94中的一级注水水质标准。
9.一种无固相修井液的配制方法，其特征在于，包括：将温度大于40℃的采油污水93.6-97.2质量份加入到搅拌罐中，然后将地层清洗剂0.97-2.8质量份加入所述搅拌罐中进行搅拌；然后依次加入助排剂0.18-0.28质量份、粘土稳定剂0.48-0.9质量份、氯化钾0.97-1.86质量份、缓蚀阻垢剂0.1-0.28质量份和杀菌剂0.1-0.28质量份，在保持所述无固相修井液的温度为40℃以上的前提下进行搅拌。
10.根据权利要求9所述的无固相修井液的配制方法，其特征在于，包括：将温度大于40℃的采油污水93.6质量份加入到搅拌罐中，然后将地层清洗剂2.8质量份加入所述搅拌罐中进行搅拌；然后依次加入助排剂0.28质量份、粘土稳定剂0.9质量份、氯化钾1.86质量份、缓蚀阻垢剂0.28质量份和杀菌剂0.28质量份，在保持所述无固相修井液的温度为40℃以上的前提下进行搅拌。
11.根据权利要求9所述的无固相修井液的配制方法，其特征在于，将采油污水放入搅拌罐之前，将采油污水进行处理使之符合行业标准SY/T5329-94中的一级注水水质标准。
12.根据权利要求9所述的无固相修井液的配制方法，其特征在于，将地层清洗剂加入搅拌罐中搅拌30分钟以上。
13.根据权利要求12所述的无固相修井液的配制方法，其特征在于，所述搅拌罐为恒温搅拌罐。
14.根据权利要求12所述的无固相修井液的配制方法，其特征在于，所述搅拌罐恒定的温度为40℃以上。
15.一种无固相修井液的使用方法，所述无固相修井液包括以下质量分数的组分：地层清洗剂0.97-2.8％、助排剂0.18-0.28％、粘土稳定剂0.48-0.9％、氯化钾0.97-1.86％、缓蚀阻垢剂0.1-0.28％、杀菌剂0.1-0.28％以及采油污水93.6-97.2％；
其特征在于，将所述无固相修井液加热至40℃以上以后注入到井筒中。
16.根据权利要求15所述的无固相修井液的使用方法，其特征在于，所述无固相修井液包括以下质量分数的组分：地层清洗剂2.8％、助排剂0.28％、粘土稳定剂0.9％、氯化钾1.86％、缓蚀阻垢剂0.28％、杀菌剂0.28％以及采油污水93.6％。
17.根据权利要求15所述的无固相修井液的使用方法，其特征在于，将所述无固相修井液加热至40℃以上之前，无固相修井液的配置方法为：将采油污水93.6-97.2质量份加入到搅拌罐中，然后将地层清洗剂0.97-2.8质量份加入所述搅拌罐中进行搅拌；然后依次加入助排剂0.18-0.28质量份、粘土稳定剂0.48-0.9质量份、氯化钾0.97-1.86质量份、缓蚀阻垢剂0.1-0.28质量份和杀菌剂0.1-0.28质量份并且进行搅拌。
18.根据权利要求17所述的无固相修井液的使用方法，其特征在于，将采油污水放入搅拌罐之前，将采油污水进行处理使之符合行业标准SY/T5329-94中的一级注水水质标准。
19.根据权利要求17所述的无固相修井液的使用方法，其特征在于，将地层清洗剂加入搅拌罐中搅拌30分钟以上。
20.根据权利要求15所述的无固相修井液的使用方法，其特征在于，将所述无固相修井液加热至40℃以上，在加热的同时进行搅拌。
21.一种无固相修井液的使用方法，其特征在于，将温度大于40℃的采油污水93.6-97.2质量份加入到搅拌罐中，然后将地层清洗剂0.97-2.8质量份加入所述搅拌罐中进行搅拌；然后依次加入助排剂0.18-0.28质量份、粘土稳定剂0.48-0.9质量份、氯化钾0.97-1.86质量份、缓蚀阻垢剂0.1-0.28质量份和杀菌剂0.1-0.28质量份，在保持所述无固相修井液的温度为40℃以上的前提下进行搅拌，得到无固相修井液，将所述无固相修井液注入到井筒中。
22.根据权利要求21所述的无固相修井液的使用方法，其特征在于，将温度大于40℃的采油污水93.6质量份加入到搅拌罐中，然后将地层清洗剂2.8质量份加入所述搅拌罐中进行搅拌；然后依次加入助排剂0.28质量份、粘土稳定剂0.9质量份、氯化钾1.86质量份、缓蚀阻垢剂0.28质量份和杀菌剂0.28质量份，在保持所述无固相修井液的温度为40℃以上的前提下进行搅拌，得到无固相修井液，将所述无固相修井液注入到井筒中。
23.根据权利要求21所述的无固相修井液的使用方法，其特征在于，将采油污水放入搅拌罐之前，将采油污水进行处理使之符合行业标准SY/T5329-94中的一级注水水质标准。
24.根据权利要求21所述的无固相修井液的使用方法，其特征在于，将地层清洗剂加入搅拌罐中搅拌30分钟以上。
25.根据权利要求24所述的无固相修井液的使用方法，其特征在于，所述搅拌罐为恒温搅拌罐。
26.根据权利要求24所述的无固相修井液的使用方法，其特征在于，所述搅拌罐恒定的温度为40℃以上。
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