CN111255392A - 一种连续油管冲砂液 - Google Patents
一种连续油管冲砂液 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111255392A CN111255392A CN202010241625.2A CN202010241625A CN111255392A CN 111255392 A CN111255392 A CN 111255392A CN 202010241625 A CN202010241625 A CN 202010241625A CN 111255392 A CN111255392 A CN 111255392A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- percent
- sand washing
- water
- coiled tubing
- solution
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims abstract description 79
- 238000005406 washing Methods 0.000 title claims abstract description 64
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 39
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 45
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 claims abstract description 20
- 230000002579 anti-swelling effect Effects 0.000 claims abstract description 19
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 35
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims description 27
- -1 dodecyl dimethyl allyl ammonium chloride Chemical compound 0.000 claims description 20
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 18
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 17
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N Dimethylamine Chemical compound CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 12
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 claims description 12
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 12
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 12
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims description 7
- UHZZMRAGKVHANO-UHFFFAOYSA-M chlormequat chloride Chemical group [Cl-].C[N+](C)(C)CCCl UHZZMRAGKVHANO-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 7
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 claims description 7
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 claims description 7
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 7
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 7
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 7
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 7
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 claims description 6
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 0.000 claims description 6
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N Dodecane Natural products CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 6
- DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M Sodium bisulfite Chemical compound [Na+].OS([O-])=O DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 235000012343 cottonseed oil Nutrition 0.000 claims description 6
- 239000002385 cottonseed oil Substances 0.000 claims description 6
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 claims description 6
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 claims description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 6
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 6
- ZPIRTVJRHUMMOI-UHFFFAOYSA-N octoxybenzene Chemical compound CCCCCCCCOC1=CC=CC=C1 ZPIRTVJRHUMMOI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 6
- 238000002791 soaking Methods 0.000 claims description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 6
- 235000010267 sodium hydrogen sulphite Nutrition 0.000 claims description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 3
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 11
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 4
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 abstract description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 68
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 13
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 11
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 10
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N Guanidine Chemical compound NC(N)=N ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 150000002892 organic cations Chemical class 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N N-methyl-guanidine Natural products CNC(N)=N CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N dimethylaminoamidine Natural products CN(C)C(N)=N SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000009991 scouring Methods 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F220/00—Copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical or a salt, anhydride ester, amide, imide or nitrile thereof
- C08F220/02—Monocarboxylic acids having less than ten carbon atoms; Derivatives thereof
- C08F220/52—Amides or imides
- C08F220/54—Amides, e.g. N,N-dimethylacrylamide or N-isopropylacrylamide
- C08F220/56—Acrylamide; Methacrylamide
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
本发明公开了一种连续油管冲砂液，按照质量百分比，包括以下组分和配比：0.1％～0.3％减阻剂、0.5％～1.0％微乳液、0.1％～0.2％助排剂、0.1％～0.2％防膨剂、0.1％～0.2％防垢剂和余量水；本发明的连续油管冲砂液可以有效提高冲砂液携砂性能，润滑性、抗温性能，降低摩阻，降低失水性能。该冲砂液能够在水平井冲砂作业中，显著提高冲砂性能，缩短作业周期，获得较高的经济效益。
Description
技术领域
本发明涉及油田连续油管冲砂施工作业技术领域，特别涉及一种连续油管冲砂液。
背景技术
油井出砂是石油开采中遇到的常见问题之一。特别是油藏埋藏浅、地层胶结疏松、易出砂的油井，90％以上的作业需要进行探冲砂洗井作业。在油田冲砂洗井作业中，水力冲砂得到广泛应用。这种方法是给冲砂液加压，使其产生较大的速度，以便将井底的砂粒冲散，并利用循环上返的液体将冲散的砂粒带至地面，以清除井内积砂。油田后期生产地层能量衰竭，在高于胶结强度承受流体冲刷下极易出砂，导致储层渗透率降低，影响后期油气井生产。常用的冲砂液类型有油、水、乳状液和汽化液等。指用来解除砂堵的液体。要求冲砂液有一定黏度，保证有良好的携砂能力；具有一定的密度，形成液柱压力，防止井喷；不伤害油层；来源广、价格便宜等性能。冲砂作业既要做到将砂粒冲出地面又不能在井底对储层造成新的污染，这就要求采取合理的冲砂液流量和冲砂压力。
连续油管是一种设备体积小、作业周期短、成本低的作业装备，随着连续油管技术的不断进步目前已在石油行业的多个领域得到应用。连续油管技术的应用极大提高了作业效率，降低了作业成本，具有非常好的发展前景。采用连续油管冲砂技术，具有作业简单，周期短，成本低等优势，且不会对底层造成较大伤害，能够解决常规技术无法处理的问题。但由于水平井、复杂井作业技术的发展，冲砂液上返截面积较大，冲砂液需要很大的排量和粘度才能将砂子携带出地面，常规的冲砂液往往具有携砂能力低，泵注压力高，体系不够稳定等缺点，难以完成水平井或者复杂井冲砂任务。这就需要冲砂液具有良好的携砂性能和低摩阻性能，并且具有较好的润滑性、抗温性能、抗污染以及保护油层气的性能。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是，提供一种抗污染能力、携砂性能较强、摩阻低的连续油管冲砂液，能够有效降低连续油管冲砂作业中的泵注压力并提高冲砂效率。
为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：一种连续油管冲砂液，按照质量百分比，包括以下组分和配比：0.1％～0.3％减阻剂、0.5％～1.0％微乳液、0.1％～0.2％助排剂、0.1％～0.2％防膨剂、0.1％～0.2％防垢剂和余量水；
所述微乳液的制备方法为：
(1)10～20g聚乙二醇辛基苯基醚、50～80g棉籽油、3～5g NaCl置于60～80℃水浴中，以120r/min的速度进行搅拌，得到混合液；
(2)将10～15g正丁醇加入80g水中，然后滴加到上述混合液中，得到微乳液；
所述减阻剂的制备方法为：
(1)把50～60g丙烯酰胺AM、25～35g 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸AMPS、10g～15g丙烯酸、10g～15g二甲胺、10g～12g十二烷基二甲基烯丙基氯化铵混合均匀后，加入300g去离子水配成溶液并搅拌均匀；
(2)用氢氧化钠溶液调节其pH值在5.0～8.0；
(3)升温至45℃，向溶液中加入引发剂过硫酸铵0.1～0.2g和引发剂亚硫酸氢钠0.1～0.2g，并均匀搅拌24小时后得到凝胶状的产物；
(4)使用无水乙醇清洗凝胶状高聚物2～3次后获得乳白色的沉淀物，然后用乙醇浸泡沉淀5～6小时，完全消除残余单体，将沉淀物取出放在60～65℃干燥箱里烘干到重量不再发生变化，获得高聚物的减阻剂。
按质量百分比，所述助排剂为：20％～40％椰子油脂肪酸二乙醇酰胺+10％～30％全氟烷基甜菜碱C15H15F17N2O4S+余量水。
所述防垢剂为乙氧基化烷基硫酸铵。
所述防膨剂为2-氯乙基三甲基氯化铵。
本发明的有益效果是：可以有效提高冲砂液携砂性能，润滑性、抗温性能，降低摩阻，降低失水性能。该冲砂液能够在水平井冲砂作业中，显著提高冲砂性能，缩短作业周期，获得较高的经济效益。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整的描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。本领域普通人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，均属于本发明的保护范围。
本发明的连续油管冲砂液，按照质量百分比，包括以下组分和配比：0.1％～0.3％减阻剂、0.5％～1.0％微乳液、0.1％～0.2％助排剂、0.1％～0.2％防膨剂、0.1％～0.2％防垢剂和余量水；
所述微乳液的制备方法为：
(1)10～20g聚乙二醇辛基苯基醚、50～80g棉籽油、3～5g NaCl置于60～80℃水浴中，以120r/min的速度进行搅拌，得到混合液；
(2)将10～15g正丁醇加入80g水中，然后滴加到上述混合液中，得到微乳液；
所述减阻剂的制备方法为：
(1)把50～60g丙烯酰胺AM、25～35g 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸AMPS、10g～15g丙烯酸、10g～15g二甲胺、10g～12g十二烷基二甲基烯丙基氯化铵混合均匀后，加入300g去离子水配成溶液并搅拌均匀；
(2)用氢氧化钠溶液调节其pH值在5.0～8.0；
(3)升温至45℃，向溶液中加入引发剂过硫酸铵0.1～0.2g和引发剂亚硫酸氢钠0.1～0.2g，并均匀搅拌24小时后得到凝胶状的产物；
(4)使用无水乙醇清洗凝胶状高聚物2～3次后获得乳白色的沉淀物，然后用乙醇浸泡沉淀5～6小时，完全消除残余单体，将沉淀物取出放在60～65℃干燥箱里烘干到重量不再发生变化，获得高聚物的减阻剂。
按质量百分比，所述助排剂为：20％～40％椰子油脂肪酸二乙醇酰胺+10％～30％全氟烷基甜菜碱C15H15F17N2O4S+余量水。
所述防垢剂为乙氧基化烷基硫酸铵。
所述防膨剂为2-氯乙基三甲基氯化铵。
所述微乳液具有较好的稳定性和润滑功能，有利于连续油田下入和在井底拖动，同时具有一定的抗温能力。
所述减阻剂可以降低连续油管作业时的阻力，并且有效将井底砂粒携带到地面，实现高效率冲砂。
助排剂：20％～40％椰子油脂肪酸二乙醇酰胺+10％～30％全氟烷基甜菜碱C15H15F17N2O4S+余量水，质量百分比。具有极低的表面张力(90℃时小于1mN/m)和良好的耐温性,使压裂后的冲砂清洗液携带压裂过程产生的固相微粒、乳化原油及压裂液残渣有效清洗反排,疏通油气层裂缝,达到保护油气生产层和注入水通道的目的。
防垢剂：乙氧基化烷基硫酸铵，防止和减少压裂后的孔道中有机无机垢生成,保护油气层,进一步巩固压裂后产生的孔道,使压裂后的产层孔道能在长时间内防垢畅通。
防膨剂：2-氯乙基三甲基氯化铵，简称CETA，是一种有机季铵盐型小阳离子，其正电荷密度高、相对分子质量小，加入水中，电离出的有机阳离子可以通过静电作用吸附在粘土颗粒的表面，形成一层有机阳离子保护膜，防止粘土颗粒的水化膨胀和分散运移，起到稳定粘土的作用，非常适合作为低渗透储层的粘土防膨剂。可有效地防止注水渗滤面的粘土膨胀和运移,防止对转注后的油井残余油大的乳化原油粒子堵塞低渗层,防止中低渗透层的有机无机垢堵塞。
该冲砂液可用以常规地层出砂冲洗或者压裂后冲砂清洗，可有效地防止粘土矿物在压裂过程中膨胀和运移，放膨剂中的阳离子吸附于带负电的粘土颗粒表面,使其失去亲水性,由于分子间作用,使粘土微粒运移受阻,从而能有效地抑制粘土膨胀和防止粘土微粒运移。
下述实施例中的百分比为质量百分比。
实施例1
冲砂液体系：
0.1％减阻剂+0.5％微乳液+0.1％助排剂+0.1％防膨剂+0.1％防垢剂+余量水
所述微乳液的制备方法为：
(1)10g聚乙二醇辛基苯基醚、50g棉籽油、3g NaCl置于60℃水浴中，以120r/min的速度进行搅拌，得到混合液；
(2)将10g正丁醇加入80g水中，然后滴加到上述混合液中，得到微乳液；
所述减阻剂的制备方法为：
(1)把50g丙烯酰胺AM、25g 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸AMPS、10g丙烯酸、10g二甲胺、10g十二烷基二甲基烯丙基氯化铵混合均匀后加入到烧杯中，然后在烧杯中加入300g去离子水配成溶液并搅拌均匀；
(2)向溶液中滴加适量的氢氧化钠溶液调节其pH值在5.0；
(3)然后将溶液温度转入反应器中升温至45℃，向溶液中加入引发剂(0.1g过硫酸铵+0.1g亚硫酸氢钠)并均匀搅拌24小时后得到凝胶状的产物；
(4)使用无水乙醇清洗凝胶状高聚物2次后获得乳白色的沉淀物，然后用乙醇浸泡沉淀5小时，完全消除残余单体，将沉淀物取出放在60℃干燥箱里烘干到重量不再发生变化，获得高聚物的减阻剂。
按质量百分比，所述助排剂为：20％椰子油脂肪酸二乙醇酰胺+10％全氟烷基甜菜碱C15H15F17N2O4S+余量水。
所述防垢剂为乙氧基化烷基硫酸铵。
所述防膨剂为2-氯乙基三甲基氯化铵。
实施例2
冲砂液体系：
0.3％减阻剂+1.0％微乳液+0.2％助排剂+0.2％防膨剂+0.2％防垢剂+余量水
所述微乳液的制备方法为：
(1)20g聚乙二醇辛基苯基醚、80g棉籽油、5g NaCl置于80℃水浴中，以120r/min的速度进行搅拌，得到混合液；
(2)将15g正丁醇加入80g水中，然后滴加到上述混合液中，得到微乳液；
所述减阻剂的制备方法为：
(1)把60g丙烯酰胺AM、35g 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸AMPS、15g丙烯酸、15g二甲胺、12g十二烷基二甲基烯丙基氯化铵混合均匀后加入到烧杯中，然后在烧杯中加入300g去离子水配成溶液并搅拌均匀；
(2)向溶液中滴加适量的氢氧化钠溶液调节其pH值在8.0；
(3)然后将溶液温度转入反应器中升温至45℃，向溶液中加入引发剂(0.2g过硫酸铵+0.2g亚硫酸氢钠)并均匀搅拌24小时后得到凝胶状的产物；
(4)使用无水乙醇清洗凝胶状高聚物3次后获得乳白色的沉淀物，然后用乙醇浸泡沉淀6小时，完全消除残余单体，将沉淀物取出放在65℃干燥箱里烘干到重量不再发生变化，获得高聚物的减阻剂。
按质量百分比，所述助排剂为：40％椰子油脂肪酸二乙醇酰胺+30％全氟烷基甜菜碱C15H15F17N2O4S+余量水。
所述防垢剂为乙氧基化烷基硫酸铵。
所述防膨剂为2-氯乙基三甲基氯化铵。
实施例3
冲砂液体系：
0.2％减阻剂+0.8％微乳液+0.15％助排剂+0.15％防膨剂+0.15％防垢剂+余量水
所述微乳液的制备方法为：
(1)15g聚乙二醇辛基苯基醚、70g棉籽油、4g NaCl置于70℃水浴中，以120r/min的速度进行搅拌，得到混合液；
(2)将13g正丁醇加入80g水中，然后滴加到上述混合液中，得到微乳液；
所述减阻剂的制备方法为：
(1)把55g丙烯酰胺AM、30g 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸AMPS、12g丙烯酸、13g二甲胺、11g十二烷基二甲基烯丙基氯化铵混合均匀后加入到烧杯中，然后在烧杯中加入300g去离子水配成溶液并搅拌均匀；
(2)向溶液中滴加适量的氢氧化钠溶液调节其pH值在7.0；
(3)然后将溶液温度转入反应器中升温至45℃，向溶液中加入引发剂(0.15g过硫酸铵+0.15g亚硫酸氢钠)并均匀搅拌24小时后得到凝胶状的产物；
(4)使用无水乙醇清洗凝胶状高聚物3次后获得乳白色的沉淀物，然后用乙醇浸泡沉淀5小时，完全消除残余单体，将沉淀物取出放在65℃干燥箱里烘干到重量不再发生变化，获得高聚物的减阻剂。
30％椰子油脂肪酸二乙醇酰胺+20％全氟烷基甜菜碱C15H15F17N2O4S+余量水。
所述防垢剂为乙氧基化烷基硫酸铵。
所述防膨剂为2-氯乙基三甲基氯化铵。
实施例性能评价
1.携砂性能/降摩阻性
分别测量了石英砂在水中的自由沉降速度和水平井冲砂模拟实验，来测量该冲砂液的冲砂性能。其中水平井冲砂模拟实验装置，注水压力1.5MPa，水管内径3cm，砂粒平均粒径1.02mm，水管长10m，测量冲砂液冲砂性能。
表1石英砂在液体中的沉降速度
| 序号 | 平均颗粒大小/mm | 下降速度/mm/s |
| 清水 | 1.04 | 8.5 |
| 实施例1 | 0.81 | 3.2 |
| 实施例2 | 0.97 | 4.1 |
| 实施例3 | 0.88 | 3.8 |
表2石英砂砂粒清除率
| 序号 | 砂粒清除率/％ |
| 水 | 42.4 |
| 实施例1 | 94.3 |
| 实施例2 | 93.7 |
| 实施例3 | 95.7 |
2.流变性能/摩阻性能
使用RS6000型流变仪测量冲砂液体系的流变性能，试验温度90℃，当剪切速率为1000s-1时，粘度能够维持在10mPa·s左右，说明溶液具有剪切变稀的特性，属于假塑性流体，有助于冲砂液的流动阻力。
利用摩阻测试仪测量酸液体系在内径3.5cm管线内的流动摩阻，可以得到酸液体系的降摩阻特性。相对于常用冲砂液体系，可以得到体系降摩阻性能。
表3降摩阻性能
| 序号 | 摩阻降低率/％ |
| 实施例1 | 81.6 |
| 实施例2 | 76.4 |
| 实施例3 | 78.9 |
3防膨性能
酸液体系防膨性能评价方法参考中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T5971-2016《油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法》
表4酸液防膨率测试结果
| 序号 | 防膨率/％ |
| 实施例1 | 95.6 |
| 实施例2 | 96.5 |
| 实施例3 | 97.1 |
4渗透率恢复率
室内参照石油天然气行业标准SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》，对比了高效滑溜水压裂液体系和常规胍胶压裂液体系对储层天然岩心的伤害情况。试验温度为90℃，岩心试样长度为6.0cm，直径为2.5cm。试验结果见表5
表5渗透率恢复率
| 冲砂液体系 | 岩心样品 | 初始渗透率/10<sup>-3</sup>μm<sup>2</sup> | 污染后渗透率/10<sup>-3</sup>μm<sup>2</sup> | 渗透率恢复率/％ |
| 实施例1 | C-1 | 5.51 | 5.49 | 95.5 |
| 实施例2 | C-2 | 1.59 | 1.54 | 96.7 |
| 实施例3 | C-3 | 2.25 | 2.19 | 97.3 |
5.抗污染性能
分别在冲砂液中加入一定量的氯化钙，氯化镁，将冲砂液体系的矿化度提高到20000，，加热到90℃，测量其携砂能力。
表6冲砂液体系抗污染性能测试
综上所述，本发明的内容并不局限在上述的实施例中，相同领域内的有识之士可以在本发明的技术指导思想之内可以轻易提出其他的实施例，但这种实施例都包括在本发明的范围之内。
Claims (4)
1.一种连续油管冲砂液，其特征在于，按照质量百分比，包括以下组分和配比：0.1％～0.3％减阻剂、0.5％～1.0％微乳液、0.1％～0.2％助排剂、0.1％～0.2％防膨剂、0.1％～0.2％防垢剂和余量水；
所述微乳液的制备方法为：
(1)10～20g聚乙二醇辛基苯基醚、50～80g棉籽油、3～5g NaCl置于60～80℃水浴中，以120r/min的速度进行搅拌，得到混合液；
(2)将10～15g正丁醇加入80g水中，然后滴加到上述混合液中，得到微乳液；
所述减阻剂的制备方法为：
(1)把50～60g丙烯酰胺AM、25～35g 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸AMPS、10g～15g丙烯酸、10g～15g二甲胺、10g～12g十二烷基二甲基烯丙基氯化铵混合均匀后，加入300g去离子水配成溶液并搅拌均匀；
(2)用氢氧化钠溶液调节其pH值在5.0～8.0；
(3)升温至45℃，向溶液中加入引发剂过硫酸铵0.1～0.2g和引发剂亚硫酸氢钠0.1～0.2g，并均匀搅拌24小时后得到凝胶状的产物；
(4)使用无水乙醇清洗凝胶状高聚物2～3次后获得乳白色的沉淀物，然后用乙醇浸泡沉淀5～6小时，完全消除残余单体，将沉淀物取出放在60～65℃干燥箱里烘干到重量不再发生变化，获得高聚物的减阻剂。
2.根据权利要求1所述连续油管冲砂液，其特征在于，按质量百分比，所述助排剂为：20％～40％椰子油脂肪酸二乙醇酰胺+10％～30％全氟烷基甜菜碱C15H15F17N2O4S+余量水。
3.根据权利要求1所述连续油管冲砂液，其特征在于，所述防垢剂为乙氧基化烷基硫酸铵。
4.根据权利要求1所述连续油管冲砂液，其特征在于，所述防膨剂为2-氯乙基三甲基氯化铵。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010241625.2A CN111255392A (zh) | 2020-03-31 | 2020-03-31 | 一种连续油管冲砂液 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010241625.2A CN111255392A (zh) | 2020-03-31 | 2020-03-31 | 一种连续油管冲砂液 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111255392A true CN111255392A (zh) | 2020-06-09 |
Family
ID=70953394
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010241625.2A Pending CN111255392A (zh) | 2020-03-31 | 2020-03-31 | 一种连续油管冲砂液 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111255392A (zh) |
Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102516975A (zh) * | 2011-12-06 | 2012-06-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩气藏速溶可回收滑溜水 |
| CN103013488A (zh) * | 2013-01-21 | 2013-04-03 | 西南石油大学 | 滑溜水压裂液减阻剂及其制备方法 |
| CN103589416A (zh) * | 2013-11-19 | 2014-02-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种适用于致密油气藏的低摩阻可回收滑溜水压裂液及其制备方法 |
| CN104927829A (zh) * | 2015-05-15 | 2015-09-23 | 北京千永科技有限公司 | 一种高减阻滑溜水及其应用 |
| CN105419768A (zh) * | 2015-10-29 | 2016-03-23 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 速溶油包水型降阻剂及其制备方法 |
| CN105971571A (zh) * | 2015-03-11 | 2016-09-28 | Cesi化工有限公司 | 用于油井和/或气井的方法和组合物 |
| CN106634935A (zh) * | 2016-12-01 | 2017-05-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种降解后与原油具有超低界面张力的滑溜水压裂液 |
| US20170240800A1 (en) * | 2015-09-21 | 2017-08-24 | China University Of Petroleum | Novel inorganic fine particle reinforced foam system for oil-gas field and preparation method thereof |
| CN109456750A (zh) * | 2018-12-21 | 2019-03-12 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 环保型连续油管减阻剂 |
| CN110330961A (zh) * | 2019-07-04 | 2019-10-15 | 胜利油田方圆化工有限公司 | 一种包含速溶聚丙烯酰胺的减阻水体系 |
| WO2019236846A1 (en) * | 2018-06-06 | 2019-12-12 | The Board Of Regents Of The University Of Oklahoma | Viscoelastic fluids and methods of use |
-
2020
- 2020-03-31 CN CN202010241625.2A patent/CN111255392A/zh active Pending
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102516975A (zh) * | 2011-12-06 | 2012-06-27 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩气藏速溶可回收滑溜水 |
| CN103013488A (zh) * | 2013-01-21 | 2013-04-03 | 西南石油大学 | 滑溜水压裂液减阻剂及其制备方法 |
| CN103589416A (zh) * | 2013-11-19 | 2014-02-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种适用于致密油气藏的低摩阻可回收滑溜水压裂液及其制备方法 |
| CN105971571A (zh) * | 2015-03-11 | 2016-09-28 | Cesi化工有限公司 | 用于油井和/或气井的方法和组合物 |
| CN104927829A (zh) * | 2015-05-15 | 2015-09-23 | 北京千永科技有限公司 | 一种高减阻滑溜水及其应用 |
| US20170240800A1 (en) * | 2015-09-21 | 2017-08-24 | China University Of Petroleum | Novel inorganic fine particle reinforced foam system for oil-gas field and preparation method thereof |
| CN105419768A (zh) * | 2015-10-29 | 2016-03-23 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 速溶油包水型降阻剂及其制备方法 |
| CN106634935A (zh) * | 2016-12-01 | 2017-05-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种降解后与原油具有超低界面张力的滑溜水压裂液 |
| WO2019236846A1 (en) * | 2018-06-06 | 2019-12-12 | The Board Of Regents Of The University Of Oklahoma | Viscoelastic fluids and methods of use |
| CN109456750A (zh) * | 2018-12-21 | 2019-03-12 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 环保型连续油管减阻剂 |
| CN110330961A (zh) * | 2019-07-04 | 2019-10-15 | 胜利油田方圆化工有限公司 | 一种包含速溶聚丙烯酰胺的减阻水体系 |
Non-Patent Citations (6)
| Title |
|---|
| 兰昌文等: "一种压裂用水溶性减阻剂的研究", 《石油化工应用》 * |
| 张朔等: "连续油管冲砂洗井技术在水平井中的应用", 《石油化工应用》 * |
| 杜丙国: "《井下作业技术规范》", 30 September 2007, 中国石油大学出版社 * |
| 杨川东等: "《采气工程》", 31 August 1997, 石油工业出版社 * |
| 王娟娟等: "减阻剂乳液的合成与性能评价", 《应用化工》 * |
| 王海燕等: "快速增粘滑溜水降阻剂的性能研究", 《应用化工》 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Taylor et al. | Water-soluble hydrophobically associating polymers for improved oil recovery: A literature review | |
| CN108559479B (zh) | 一种可在线施工的反相微乳液聚合物压裂液体系 | |
| WO2014193834A1 (en) | Ampholyte polymeric compounds in subterranean applications | |
| CN113646381A (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| CN110452326B (zh) | 水基钻井液用包被剂及其制备方法 | |
| CN112111258B (zh) | 一种水锁伤害解堵剂及其使用方法、水锁伤害酸化液 | |
| CN111518239B (zh) | 一种乳液型压裂液降阻剂及其制备方法 | |
| CN115785335B (zh) | 一种高携砂易返排水基压裂液用减阻型稠化剂及其制备方法与应用 | |
| US11441067B2 (en) | Screening method for friction reducer precipitation | |
| WO2020081095A1 (en) | Friction reducing additives including nanoparticles | |
| CN113736442B (zh) | 压裂液用低温速溶型耐盐一体化水性稠化剂及其制备方法 | |
| Taylor et al. | Hydrophobically associating polymers for oil field applications | |
| CN112961662A (zh) | 一种润湿反转剂、润湿反转液及压驱注水方法 | |
| CN111255392A (zh) | 一种连续油管冲砂液 | |
| US20220380663A1 (en) | Enhancement Of Friction Reducer Performance In Hydraulic Fracturing | |
| CN109385258B (zh) | 一种改性卤水修井液及其制备方法 | |
| CN113444505B (zh) | 一种自适应堵漏隔离液体系及其制备方法 | |
| CN111909307B (zh) | 一种煤层气井排采用高分子煤粉沉降剂及其制备方法和应用 | |
| CN113121581B (zh) | 一种金属螯合物的制备方法和高温聚合物压裂液 | |
| CN110387006B (zh) | 丙烯酰胺类聚合物反相乳液及其在水基钻井液中作为超分子包被剂的应用 | |
| CN112280548A (zh) | 稠油热采水配制人工聚合物压裂液体系及其在储层改造领域的应用 | |
| US11466194B2 (en) | Foamed gel treatment fluids and methods of use | |
| CN117946311A (zh) | 高分子量阴离子聚丙烯酰胺 | |
| CN117659270A (zh) | 一种聚合物压裂-驱油一体化工作液用疏水缔合聚合物、工作液及其制备方法和应用 | |
| Wang et al. | Preparation of Polymer Microemulsion Flocculant and its Application in Drilling Fluid |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20200609 |