CN108359418A - 油田油水井修井用无固相弱凝胶压井液 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及石油采收技术，特别是油田油水井修井用无固相弱凝胶压井液，包括3单位体积的黄原胶XC、3单位体积的羧甲基纤维素钠CMC‑HV、2单位体积的聚合物降滤失剂SP‑8、X单位体积的消泡剂、M单位体积的粉末状氯化钙及N单位体积的水；X=0‑1，M=300‑400，N=591‑692，M+N+X=992，M小于或等于在15℃‑25℃物理环境中被N单位体积的水完全溶解的粉末状氯化钙的最大质量。本发明能在压井液回收后再处理过程中节约大量材料费用，或者利用成胶原理，使体系适度含胶团，成弱凝胶状态，能对易漏地层形成适量封堵，也可用于减少易漏地层的漏失量，在合理压差范围内对储层伤害低，在修井作业完毕后能最大限度恢复油井产量。

Description

油田油水井修井用无固相弱凝胶压井液
技术领域
本发明涉及石油采收技术，属于压井液成分的改进，特别是油田油水井修井用无固相弱凝胶压井液。
背景技术
随着油田注水开发的进行，目前许多油田的地层压力呈现出高于原始地层压力的趋势，已提出使用高密度无固相盐水压井液的思路。但盐水压井液存在滤失量大，无悬浮性且盐水的密度随气候、温度的影响较大的技术缺点。因此，加入高密度无固相盐水压井液的某些添加剂可克服该技术缺点，成为该类压井液实际应用的关键技术。无固相压井液的基本组分主要由加重剂(无机盐)、增粘剂、降滤失剂、无机盐结晶抑制剂、消泡剂等组成。
在修井作业过程中，由于不合理的压井液造成不同程度的储层损害，导致产能降低。大量的研究表明：压井液对油层的损害主要是固相堵塞岩石孔道及造成岩石的性质发生改变。
发明内容
本发明的目的在于提供一种油田油水井修井用无固相弱凝胶压井液，在合理压差范围内对储层伤害低，在修井作业完毕后能最大限度恢复油井产量。
本发明的目的是这样实现的：一种油田油水井修井用无固相弱凝胶压井液，包括3单位体积的黄原胶XC、3单位体积的羧甲基纤维素钠CMC-HV、2单位体积的聚合物降滤失剂SP-8、X单位体积的消泡剂、M单位体积的粉末状氯化钙及N单位体积的水；X＝0-1，M＝300-400，N＝591-692，M+N+X＝992，M小于或等于在15℃-25℃物理环境中被N单位体积的水完全溶解的粉末状氯化钙的最大质量。
本发明的悬浮剂选用天然降解的瓜胶、聚丙烯酸、黄原胶XC等多糖类高分子化合物，经过优选选择黄原胶XC。本发明的增粘剂采用PAC-141、PAC-142、PAC-LV、CMC-HV或CMC-MV等可降解的纤维素类，经过优选选择抗盐效果好且兼具增粘和降虑失的羧甲基纤维素钠CMC-HV。本发明的降滤失剂采用JT-888、MAN-101、SP-8或CMC-LV等，经过优选选择抗盐效果较好的聚合物降滤失剂SP-8；将黄原胶XC、CMC-HV、SP-8、粉末状氯化钙和水按一定体积配比制成的本发明可解决修井作业时因压井液漏失而造成的油层污染的技术难题。
本发明的技术优点：①无粘土相及其它惰性固相不会造成储层孔隙堵塞；②流动性好，抗污染能力强；③在压井作业完成后易于被反排；④针对强水敏性地层有很强的抑制能力；⑤与地层流体配伍性好不易与地层流体产生沉淀。
本发明能在压井液回收后再处理过程中节约大量材料费用或者利用成胶原理使体系适度含胶团呈弱凝胶状态，能对易漏地层形成适量封堵，也可用于减少易漏地层的漏失量，在合理压差范围内对储层伤害低，在修井作业完毕后能最大限度恢复油井产量。
具体实施方式
一种油田油水井修井用无固相弱凝胶压井液，包括3单位体积的黄原胶XC、3单位体积的羧甲基纤维素钠CMC-HV、2单位体积的聚合物降滤失剂SP-8、X单位体积的消泡剂、M单位体积的粉末状氯化钙及N单位体积的水；X＝0-1，M＝300-400，N＝591-692，M+N+X＝992，M小于或等于在15℃-25℃物理环境中被N单位体积的水完全溶解的粉末状氯化钙的最大质量。
不包括消泡剂，X＝0，M+N＝992。
包括消泡剂，X＝1，M+N＝991。
新制成的本发明在常温15℃-25℃物理环境中被养护够72小时时，其性能稳定，失水量(滤失量)低，无泥饼，其主要工作性能数据如表1所示。
表1
新制成的本发明从常温15℃-25℃物理环境中放置在80℃物理环境中被加热够8小时时，其失水量(滤失量)上升，动切力上升，其它性能均无明显变化，其主要工作性能数据如表2所示。
表2
新制成的本发明从常温15℃-25℃物理环境中在80℃物理环境中被加热够16小时后再静置够16小时时，会出现胶体凝结现象，失去流动性，其主要工作性能数据如表3所示。
表3
新制成的本发明从常温15℃-25℃物理环境中在80℃物理环境中被加热够16小时后再静置够16小时且经常规搅拌够15分钟时，恢复流动性，但流变性能变差，塑性增长较大，动切力上涨，较被加热够16小时且被静置前的滤失量下降，其主要工作性能数据如表4所示。
表4
胶体凝结形成的原因：在胶体中加热或者加入电解质使胶体溶液发生凝聚作用，凝聚作用的结果是分散在分散剂中的胶粒互相凝结为较大的颗粒从分散剂中析出，析出的物质叫做沉淀。为区别于从溶液中析出的晶体，这种沉淀为胶状沉淀。生成胶状沉淀是胶体凝聚的一般形式，在一些情况下胶体凝聚后胶粒和分散剂凝聚成一个整体，成为一种冻状物，这种冻状物叫凝胶。另有一种出现凝结现象的胶体，其凝结作用多发于分子胶体，例如：在一定条件下，当温度降低且胶体分散质浓度足够大时，可以形成网状的结构而把全部的分散剂包络起来，形成一个整体，它也是一种胶冻状物质，称为冻胶，冻胶有时也被称为凝胶，但它与表现为冻状物的凝胶不同，它是可逆的，采用加热或机械搅拌等方法可使它恢复为胶体。因此，可以判定，在被加热、静置后所发生的胶体凝结现象的原因为：温度降低后会形成冻胶。
通过实验方法验证可得知：消除该配方在被加热、静置后形成的冻胶的方法有：1、常规搅拌可使本发明恢复流动性，塑性动切均上升，二次长时间静置后本发明还会形成冻胶。2、在被加热后，本发明可自动恢复流动性。3、比常规搅拌转速更快的高速搅拌可使本发明恢复流动性且在被高速搅拌够10分钟后，在长时间静置后不会形成冻胶，而是适度生成凝胶，通过轻微搅拌后本发明即可恢复流变性。
新制成的本发明从常温15℃-25℃物理环境中在80℃物理环境中被加热够16小时后再静置够16小时而被冷却至常温15℃-25℃且经在常温15℃-25℃物理环境经常规搅拌够15分钟，在常规搅拌的过程中在配方同等的本发明中分别加入体积为本发明总体积的10％、20％、30％、40％的四种体积不同饱和氯化钙水溶液，分别掺有四种体积不同的饱和氯化钙水溶液的本发明逐渐恢复原始性能，且其失水量(滤失量)小于或等于10mL。当本发明发生冻胶现象时，在不影响自身密度的情况下，可通过加入质量不同的饱和氯化钙水溶液使其自身流变性得到调整，即可满足压井性能要求，其主要工作性能数据如表5-表8所示。
表5
注：表5为对应于掺有体积为本发明总体积的10％的饱和氯化钙水溶液的工作性能数据表。
表6
注：表6为对应于掺有体积为本发明总体积的20％的饱和氯化钙水溶液的工作性能数据表。
表7
注：表7为对应于掺有体积为本发明总体积的30％的饱和氯化钙水溶液的工作性能数据表。
表8
注：表8为对应于掺有体积为本发明总体积的40％的饱和氯化钙水溶液的工作性能数据表。
新制成的本发明从常温15℃-25℃物理环境挪移至80℃物理环境中被加热够16小时后再静置够16小时而被冷却至常温15℃-25℃且在常温15℃-25℃物理环境经常规搅拌够15分钟，在常规搅拌的过程中在本发明中加入体积为本发明总体积的40％的饱和氯化钙水溶液，然后再将掺有饱和氯化钙水溶液的本发明在80℃物理环境中被加热够8小时时，其所有性能如表9所示。
表9
新制成的本发明从常温15℃-25℃物理环境挪移至80℃物理环境中被加热够16小时后再静置够16小时而被冷却至常温15℃-25℃且在常温15℃-25℃物理环境经常规搅拌够15分钟，在常规搅拌的过程中在本发明中加入体积为本发明总体积的40％的饱和氯化钙水溶液，然后再将掺有饱和氯化钙水溶液的本发明在80℃物理环境中被加热够8小时后立即被冷却至常温15℃-25℃时，其主要工作性能数据如表10所示。
表10
新制成的本发明从常温15℃-25℃物理环境挪移至80℃物理环境中被加热够16小时后再静置够16小时而被冷却至常温15℃-25℃且在常温15℃-25℃物理环境经常规搅拌够15分钟，在常规搅拌的过程中在本发明中加入体积为本发明总体积的40％的饱和氯化钙水溶液，然后再将掺有饱和氯化钙水溶液的本发明在80℃物理环境中被加热够8小时后立即静置够16小时时，其主要工作性能数据如表11所示。
表11
新制成的本发明从常温15℃-25℃物理环境挪移至80℃物理环境中被加热够16小时后再静置够16小时而被冷却至常温15℃-25℃且在常温15℃-25℃物理环境经常规搅拌够15分钟，在常规搅拌的过程中在本发明中加入体积为本发明总体积的40％的饱和氯化钙水溶液，然后再将掺有饱和氯化钙水溶液的本发明在80℃物理环境中被加热够8小时后立即静置够16小时且经常规搅拌够15分钟时，其主要工作性能数据如表12所示。
表12
根据表9至表12，本发明在经加热、静置后形成冻胶，接着再向其中加入体积为本发明总体积的40％的饱和氯化钙水溶液，可以在保证性能的前提下，恢复流变性，在调整好性能后在二次被加热够8小时且静置够16小时不再会形成冻胶。本发明依据该冻胶消除原理，能在压井液回收后再处理过程中节约大量材料费用或者利用成胶原理使体系适度含胶团呈弱凝胶状态，能对易漏地层形成适量封堵，也可用于减少易漏地层的漏失量。

Claims (3)

1.一种油田油水井修井用无固相弱凝胶压井液，其特征在于：包括3单位体积的黄原胶XC、3单位体积的羧甲基纤维素钠CMC-HV、2单位体积的聚合物降滤失剂SP-8、X单位体积的消泡剂、M单位体积的粉末状氯化钙及N单位体积的水；X=0-1，M=300-400，N=591-692，M+N+X=992，M小于或等于在15℃-25℃物理环境中被N单位体积的水完全溶解的粉末状氯化钙的最大质量。
2.根据权利要求1所述的油田油水井修井用无固相弱凝胶压井液，其特征是：不包括消泡剂，X=0，M+N=992。
3.根据权利要求1所述的油田油水井修井用无固相弱凝胶压井液，其特征是：包括消泡剂，X=1，M+N=991。
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