CN113831905A - 一种用于高压深井加重型冲砂钻磨液 - Google Patents
一种用于高压深井加重型冲砂钻磨液 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113831905A CN113831905A CN202111048990.2A CN202111048990A CN113831905A CN 113831905 A CN113831905 A CN 113831905A CN 202111048990 A CN202111048990 A CN 202111048990A CN 113831905 A CN113831905 A CN 113831905A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- sand
- drilling fluid
- resistant
- sodium
- deep well
- 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
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 55
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims abstract description 23
- 238000000227 grinding Methods 0.000 title abstract description 35
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 title abstract description 32
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 43
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 15
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims abstract description 13
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 18
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 claims description 16
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 14
- -1 sodium 1-acrylamido-2-phenylnonyl sulfonate Chemical compound 0.000 claims description 11
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims description 9
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 claims description 8
- 229940051841 polyoxyethylene ether Drugs 0.000 claims description 8
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 claims description 6
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 claims description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims description 5
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims description 5
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 5
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M Stearyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 4
- WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M cetyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 4
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 claims description 3
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 claims description 3
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- CMOAHYOGLLEOGO-UHFFFAOYSA-N oxozirconium;dihydrochloride Chemical compound Cl.Cl.[Zr]=O CMOAHYOGLLEOGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 2
- SFVFIFLLYFPGHH-UHFFFAOYSA-M stearalkonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CC1=CC=CC=C1 SFVFIFLLYFPGHH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 17
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 abstract 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 17
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 11
- 230000002579 anti-swelling effect Effects 0.000 description 10
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 9
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 8
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 5
- HWMMCEJITBPQBR-UHFFFAOYSA-N CCCCCCCC[Na] Chemical compound CCCCCCCC[Na] HWMMCEJITBPQBR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 3
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 3
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- KYCGJEUFKIUYEH-UHFFFAOYSA-N CCCCCCCCC[Na] Chemical compound CCCCCCCCC[Na] KYCGJEUFKIUYEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- PBHTUILEPWBMSA-UHFFFAOYSA-N CCCCCCC[Na] Chemical compound CCCCCCC[Na] PBHTUILEPWBMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001391944 Commicarpus scandens Species 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- LRMHFDNWKCSEQU-UHFFFAOYSA-N ethoxyethane;phenol Chemical compound CCOCC.OC1=CC=CC=C1 LRMHFDNWKCSEQU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/28—Friction or drag reducing additives
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
Abstract
本发明公开了一种用于高压深井的加重型冲砂钻磨液，解决了现有冲砂钻磨液用于高压深井时存在的基液粘度不稳定、加重性能和减阻效果差、携砂性能不稳定的问题。技术方案包括以下组份，其重量比为：水500；加重剂50‑400；耐温耐盐型减阻剂0.05‑1.2；复合增效剂0.5‑2.5；破胶剂：0‑1份。本发明可用于160℃及以下温度油气藏井下冲砂钻磨及洗井作业，加重密度1.0‑1.5g/cm3可调，能有效降低泵注摩阻和井口压力，从而顺利实现高压深井冲砂钻磨作业。
Description
技术领域
本发明涉及油田化学品领域领域，更准确地说，涉及一种用于高压深井加重型冲砂钻磨液。
背景技术
针对深井、超深井、异常高压井、异常高地应力井的储层来说，生产过程中常常出现摩阻高、井口压力大、返出岩屑等物质堵塞井筒导致无法正常生产的情况。此类井储层改造施工压力较高，通常达到90MPa以上，储层温度超过150℃。
目前常用的冲砂钻磨液体系是利用水溶性高分子聚合物配制滑溜水，水溶性高分子聚合物溶于水后大分子链舒展成线性，可以疏导流体，降低流动状态下的阻力，同时大分子链可以聚集并吸附在岩石油管内壁及油藏岩心表面，形成一层有机膜，有效降低冲砂钻磨阻力。但是普通高分子聚合物分子键在高温、高矿化度及高剪切的条件下，易发生断裂，出现分子链卷曲、溶液体系粘度下降等问题，会极大降低甚至失去携砂及减阻效果。
面对高温、高压井况，仅仅利用现有技术很难达成或不满足施工要求。为此需要对冲砂钻磨液进行耐温、耐剪切及加重处理，增加体系密度从而增加井筒内液柱压力，降低井口施工压力。同时良好的耐温耐剪切性能可以使其在高温油气藏井钻洗磨作业时保持良好的减阻性能。
发明内容
本发明要解决的技术问题在于，提供一种用于高压深井加重型冲砂钻磨液，其加重密度可达1.5g/cm3，在高温、高矿化度条件下仍能保持良好的性能指标，增加井筒内液柱压力，降低井口施工压力，适应深井、超深井、高压井、异常高地应力井、致密井的冲砂钻磨作业。
本发明用于高压深井的加重型冲砂钻磨液，包括以下重量比的组份：
所述加重剂为甲酸钠、溴化钠、甲酸钾中的至少一种。研究证明常规钻塞液密度为1-1.04g/cm3，钻塞液密度每增加0.1g/cm3，静液柱压力每千米可提高1MPa，而本发明选用的加重剂与耐温减阻剂配伍性良好，可将冲砂钻磨液密度调至1-1.5g/cm3，极大的增加井筒内液柱压力，降低井口施工压力，保护地面承压管汇和工具安全、降低作业难度。
所述耐温耐盐减阻剂为含有磺酸根基团和刚性苯环结构的接枝型疏水缔合聚合物，且长链烷基(单链)碳数在10-16。
研究发现，1)在相同碳数条件下，直链烷烃的疏水性比支链结构强，更强于芳基，故长链结构聚合物增粘性明显强于支链结构和芳基分子结构。且在一定碳数条件下，碳数越多，增粘效果越好。但另一方面，疏水缔合聚合物的溶解性随分子链增长而降低，因此控制长链烷基(单链)碳数在10-16为好；2)含有苯环的聚合物分子刚性会增强，而聚合物分子链刚性越强，在水溶液中越容易舒展，分子缔合作用越强，则聚合物耐温性越强，在高温条件下聚合物的分子稳定性就越强；3)聚合物溶液的表观粘度随着矿化度变化而发生变化称为聚合物的盐敏性，磺酸根能够与水形成更强的氢键从而提高了在聚合物溶液中的稳定性，而且磺酸根的亲水性更强，增加了共聚物的水溶性，因而磺酸基团的引入可以极大提高共聚物的抗温和抗盐性能。
优选的，所述耐温耐盐减阻剂可以选自1-丙烯酰胺基-2-苯基壬基磺酸钠、1-丙烯酰胺基-4-苯基-6，6-二甲基辛基磺酸钠、1-丙烯酰胺基-3-苯基-5-乙基辛基磺酸钠、1-丙烯酰胺基-2，2，6-三甲基-5-苯基庚基磺酸钠中的至少一种。所述耐温耐盐减阻剂的添加量优选为0.05-1.2重量份，过高则冲砂钻磨液粘度过大容易卡钻且不易返排，过低则冲砂钻磨液粘度太低，携砂性能较差。
优选的，所述复合增效剂包括烷基酚聚氧乙烯聚甲基氧乙烯醚、脂肪醇聚氧乙烯醚、烷基酚聚氧乙烯醚中的一种或多种，以及十六烷基三甲基氯化铵、十八烷基二甲基苄基氯化铵、十八烷基三甲基氯化铵、氯化钾、氯化钠、氯化铵、氯氧化锆中的一种或者多种，以及乙醇、丙醇、异丙醇、乙二醇中的一种。
该复合增效剂具有耐温耐盐性能好、用量少、表面张力低、接触角大、防膨性能优异等优点。能够降低冲砂钻磨液表界面张力，表面张力小于28mN/m，界面张力小于3mN/m，有利于增强进入地层冲砂钻磨液的返排能力，同时能防止水敏性矿物水化膨胀及分散运移而对油气层造成的伤害。
优选的，所述破胶剂为过硫酸钾、过硫酸铵中的至少一种。优选采用填充有上述成份的胶囊破胶剂，所述胶囊破胶剂以耐油、耐水、抗温且强度好的化工原料为囊衣，在水中有较低的释放率和足够的抗压强度，施工结束后在高温高压条件下发生变形、破裂而释放出破胶剂，从而有效地降低钻塞液粘度，大幅度减小钻塞液对地层的伤害。
有益效果：
本发明冲砂钻磨液中减阻剂用量小、生产成本低，残渣少，能够有效降低地层伤害；加重密度在1～1.5g/cm3范围内灵活可调，可根据井口施工压力随时进行加重密度调整。具有优异的减阻、耐温耐盐、抗剪切性能，最高工作温度可达160℃，密度由1g/cm3加重至1.5g/cm3后，粘度下降率低于40％，室内减阻实验减阻率可达67％以上；经过管路的高速剪切后结构可恢复，适合高压深井；可增加井筒内液柱压力，降低井口施工压力，保护地面承压管汇和工具安全、降低作业难度；特别适用于高压深井、超深井、高压井、异常高地应力井、致密井的冲砂钻磨作业。
附图说明
图1为本发明实施例3的减阻率与剪切速率关系示意图；
图2为本发明耐温耐盐减阻剂加量0.1％条件下，冲砂钻磨液密度加重至1.5g/cm3，170℃条件下的剪切恢复性示意图；
图3为本发明在耐温耐盐减阻剂加量为0.15％(与水质量比)条件下利用加重剂对冲砂钻磨液进行加重，加重剂加量(与水质量比)、冲砂钻磨液的粘度与密度关系示意图；
图4为本发明在50℃时的石英砂沉降速度示意图。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现详细说明本发明的具体实施方式。
实施例1：
一种用于高压深井加重型冲砂钻磨液，其中，冲砂钻磨液按照重量比配制而成，称取水500份，依次加入65份的甲酸钠加重剂、0.05份1-丙烯酰胺基-2-苯基壬基磺酸钠耐温耐盐减阻剂、0.75份复合增效剂(烷基酚聚氧乙烯聚甲基氧乙烯醚:十六烷基三甲基氯化铵：乙醇重量比为3：2：4)、0.1份过硫酸铵；该体系的性能参数如下：冲砂钻磨液密度为1.1g/cm3，室内减阻率为67.2％，表观粘度9.0mPa·s，90℃破胶后，破胶液表面张力23.5mN/m，界面张力2.2mN/m，防膨率84.2％。
实施例2：
一种用于高压深井加重型冲砂钻磨液，其中，冲砂钻磨液按照重量比配制而成，称取水500份，依次加入65份的甲酸钠加重剂、0.05份1-丙烯酰胺基-2-苯基壬基磺酸钠耐温耐盐减阻剂、0.75份复合增效剂(烷基酚聚氧乙烯聚甲基氧乙烯醚:十六烷基三甲基氯化铵：乙醇重量比为3：2：4)；该体系的性能参数如下：冲砂钻磨液密度为1.1g/cm3，室内减阻率为68.9％，表观粘度9.0mPa·s，表面张力27.5mN/m，界面张力2.9mN/m，防膨率84.2％。
实施例3：
一种用于高压深井加重型冲砂钻磨液，其中，冲砂钻磨液按照重量比配制而成，称取水500份，依次加入100份甲酸钾和甲酸钠混合加重剂、1.2份1-丙烯酰胺基-4-苯基-6，6-二甲基辛基磺酸钠耐温耐盐减阻剂、1.5份复合增效剂(烷基酚聚氧乙烯醚：十八烷基三甲基氯化铵：乙二醇重量比为2:2.3)、0.1份过硫酸铵；该体系的性能参数如下：冲砂钻磨液密度为1.2g/cm3，室内减阻率为68.9％，表观粘度35.3mPa·s，90℃破胶后，破胶液表面张力24.6mN/m，界面张力2.31mN/m，防膨率84.9％。
实施例4：
一种用于高压深井加重型冲砂钻磨液，其中，冲砂钻磨液按照重量比配制而成，称取水500份，依次加入260份甲酸钾和溴化钠混合加重剂、0.5份1-丙烯酰胺基-3-苯基-5-乙基辛基磺酸钠耐温耐盐减阻剂、2份复合增效剂(脂肪醇聚氧乙烯醚：氯化钾：乙二醇重量比为2：3：3)、0.1份过硫酸铵破胶剂。该体系的性能参数如下：冲砂钻磨液密度为1.4g/cm3，表观粘度20.1mPa·s，室内减阻率为68.9％，90℃破胶后，破胶液表面张力23.9mN/m，界面张力2.43mN/m，防膨率83.9％。
见附图1可知，该配比实施例减阻率室内减阻率为69.8％，减阻效果较实施例1、2优异；附图2可知，该配比实施例在170℃，170s-1剪切速率下，剪切恢复性能优异。
实施例5：
一种用于高压深井加重型冲砂钻磨液，其中，冲砂钻磨液按照重量比配制而成，称取水500份，依次加入305份甲酸钾和溴化钠混合加重剂、0.75份1-丙烯酰胺基-2，2，6-三甲基-5-苯基庚基磺酸钠耐温耐盐减阻剂、2份复合增效剂(烷基酚聚氧乙烯聚甲基氧乙烯醚：氯化铵：乙醇重量比为3：3：4)、0.1份过硫酸铵；该体系的性能参数如下：冲砂钻磨液密度为1.5g/cm3，室内减阻率为68.7％，表观粘度26.7mPa·s，90℃破胶后，破胶液表面张力22.3mN/m，界面张力2.1mN/m，防膨率87.1％。
对比例1：
一种用于高压深井加重型冲砂钻磨液，其中，冲砂钻磨液按照重量比配制而成，称取水500份，依次加入305份甲酸钾和溴化钠混合加重剂、0.02份1-丙烯酰胺基-2，2，6-三甲基-5-苯基庚基磺酸钠耐温耐盐减阻剂、2份复合增效剂(烷基酚聚氧乙烯聚甲基氧乙烯醚：氯化铵：乙醇重量比为3：3：4)；该体系的性能参数如下：冲砂钻磨液密度为1.5g/cm3，室内减阻率为46.2％，表观粘度0.71mPa·s，表面张力22mN/m，界面张力2.0mN/m，防膨率91.2％。
对比例2：
一种用于高压深井加重型冲砂钻磨液，其中，冲砂钻磨液按照重量比配制而成，称取水500份，依次加入305份甲酸钾和溴化钠混合加重剂、1.5份1-丙烯酰胺基-2，2，6-三甲基-5-苯基庚基磺酸钠耐温耐盐减阻剂、0.4份复合增效剂(烷基酚聚氧乙烯聚甲基氧乙烯醚：氯化铵：乙醇重量比为3：3：4)、0.1份过硫酸铵；该体系的性能参数如下：冲砂钻磨液密度为1.5g/cm3，室内减阻率为62.7％，表观粘度29.3mPa·s，90℃破胶后，破胶液，表面张力28.9mN/m，界面张力4.5mN/m，防膨率79.4％。
对比例3：
一种用于高压深井加重型冲砂钻磨液，其中，冲砂钻磨液按照重量比配制而成，称取水500份，依次加入260份甲酸钾和溴化钠混合加重剂、0.5份聚丙烯酰胺减阻剂、2份复合增效剂(脂肪醇聚氧乙烯醚：氯化钾：乙二醇重量比为2：3：3)、0.1份过硫酸铵破胶剂。该体系的性能参数如下：冲砂钻磨液密度为1.4g/cm3，室内减阻率为58.4％，表观粘度7.2mPa·s，90℃破胶后，破胶液表面张力22.7mN/m，界面张力2.45mN/m，防膨率73.9％。
对比例4：
一种用于高压深井加重型冲砂钻磨液，其中，冲砂钻磨液按照重量比配制而成，称取水500份，依次加入100份甲酸钾和甲酸钠混合加重剂、1.2份改性聚丙烯酰胺减阻剂、1.5份复合增效剂(烷基酚聚氧乙烯醚：十八烷基三甲基氯化铵：乙二醇重量比为2:2.3)、0.1份过硫酸铵；该体系的性能参数如下：冲砂钻磨液密度为1.2g/cm3，室内减阻率为43.1％，表观粘度3.2mPa·s，90℃破胶后，破胶液表面张力24.3mN/m，界面张力2.35mN/m，防膨率83.7％。
图1为冲砂钻磨液减阻率曲线图，由1可知，实施例4配方冲砂钻磨液室内减阻率为69.8％，减阻效果较实施对比例3优异；
附图2为实施例4在不加破胶剂的条件下的变剪切速率流变曲线图，由图2可知，在170℃，在170s-1和510s-1变剪切速率条件下，初始粘度与剪切后粘度均为21mPa.s左右，剪切恢复性能优异。
附图3为冲砂钻磨液体系加重密度与加重剂加量及表观粘度之间的关系图，由图3可知，冲砂钻磨液的粘度随着加重密度的增加而逐渐减小，当密度由1.04mg/cm3加重至1.50mg/cm3时，粘度由45mPa.s减小为23mPa.s，降粘率＜50％，体系耐盐性优异。
附图4为砂子沉降速度与表观粘度及聚合物浓度关系曲线图，由图4可知，随着聚合物加量提升，表观粘度增大，沉降速率减小，可根据现场携砂需求对聚合物加量及粘度进行调整。
Claims (9)
1.一种用于高压深井的加重型冲砂钻磨液，其特征在于，包括以下重量比的组份：
2.根据权利要求1所述的加重型冲砂钻磨液，其特征在于，所述加重剂为甲酸钠、溴化钠、甲酸钾中的至少一种。
3.根据权利要求1所述的加重型冲砂钻磨液，其特征在于，所述加重型冲砂钻磨液密度为1.0-1.5g/cm3。
4.根据权利要求1所述的加重型冲砂钻磨液，其特征在于，所述耐温耐盐减阻剂为含有磺酸根基团和刚性苯环结构的接枝型疏水缔合聚合物，且长链烷基(单链)碳数在10-16。
5.根据权利要求4所述的加重型冲砂钻磨液，其特征在于，所述耐温耐盐减阻剂为1-丙烯酰胺基-2-苯基壬基磺酸钠、1-丙烯酰胺基-4-苯基-6，6-二甲基辛基磺酸钠、1-丙烯酰胺基-3-苯基-5-乙基辛基磺酸钠、1-丙烯酰胺基-2，2，6-三甲基-5-苯基庚基磺酸钠中的至少一种。
6.根据权利要求1或4或5所述的加重型冲砂钻磨液，其特征在于，所述耐温耐盐减阻剂的添加量为0.05-1.2重量份。
7.根据权利要求1所述的加重型冲砂钻磨液，其特征在于，所述复合增效剂包括烷基酚聚氧乙烯聚甲基氧乙烯醚、脂肪醇聚氧乙烯醚、烷基酚聚氧乙烯醚中的一种或多种，以及十六烷基三甲基氯化铵、十八烷基二甲基苄基氯化铵、十八烷基三甲基氯化铵、氯化钾、氯化钠、氯化铵、氯氧化锆中的一种或者多种、以及乙醇、丙醇、异丙醇、乙二醇中的一种。
8.根据权利要求1所述的加重型冲砂钻磨液，其特征在于，所述破胶剂为填充有过硫酸钾、过硫酸铵中的至少一种成分的胶囊破胶剂。
9.根据权利要求1所述的加重型冲砂钻磨液，其特征在于，当体系粘度≥9mPa.s加入破胶剂，且破胶剂应于体系最后添加。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111048990.2A CN113831905A (zh) | 2021-09-08 | 2021-09-08 | 一种用于高压深井加重型冲砂钻磨液 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111048990.2A CN113831905A (zh) | 2021-09-08 | 2021-09-08 | 一种用于高压深井加重型冲砂钻磨液 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113831905A true CN113831905A (zh) | 2021-12-24 |
Family
ID=78958782
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202111048990.2A Pending CN113831905A (zh) | 2021-09-08 | 2021-09-08 | 一种用于高压深井加重型冲砂钻磨液 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113831905A (zh) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5363928A (en) * | 1992-05-01 | 1994-11-15 | Grinding & Sizing Co., Inc. | Method of drilling with fluid including bees wings and fluid loss additive therefor |
| CN105733547A (zh) * | 2016-01-29 | 2016-07-06 | 成都佰椿石油科技有限公司 | 一种抗高温低摩阻加重清洁压裂液及其制备方法 |
| 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 |
-
2021
- 2021-09-08 CN CN202111048990.2A patent/CN113831905A/zh active Pending
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5363928A (en) * | 1992-05-01 | 1994-11-15 | Grinding & Sizing Co., Inc. | Method of drilling with fluid including bees wings and fluid loss additive therefor |
| CN105733547A (zh) * | 2016-01-29 | 2016-07-06 | 成都佰椿石油科技有限公司 | 一种抗高温低摩阻加重清洁压裂液及其制备方法 |
| 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 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 侯万国等: "《2006流变学进展 中国化学学会 中国力学学会第八届全国流变学学术会议论文集》", 31 August 2006, 山东大学出版社 * |
| 薛丽梅等: "《耐盐型高分子材料》", 30 June 2006, 哈尔滨地图出版社 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2918022C (en) | Adjusting surfactant concentrations during hydraulic fracturing | |
| EP3455323B1 (en) | High temperature viscoelastic surfactant (ves) fluids comprising nanoparticle viscosity modifiers | |
| US20130168095A1 (en) | Iodide stabilizer for viscosified fluid containing iron | |
| EP3455324B1 (en) | High temperature viscoelastic surfactant (ves) fluids comprising polymeric viscosity modifiers | |
| US20170190956A1 (en) | Aqueous emulsions for crosslinking | |
| CA2886196A1 (en) | Flowable composition, method for producing the flowable composition and method for fracking a subterranean formation using the flowable composition | |
| US20160168455A1 (en) | Fracturing or gravel-packing fluid with cmhec in brine | |
| CN104109510B (zh) | 一种无固相替浆完井保护液及其制备方法 | |
| Karmakar et al. | Improved oil recovery using polymeric gelants: A review | |
| WO2020112077A1 (en) | Compositions and methods using subterranean treatment fluids comprising water-soluble polymers | |
| CA2936306C (en) | Use of a boron cross linker in an emulsion system | |
| CN113831905A (zh) | 一种用于高压深井加重型冲砂钻磨液 | |
| WO2017155524A1 (en) | Exothermic reactants for use in subterranean formation treatment fluids | |
| US9845426B2 (en) | High-salt gelling compositions and methods for well treatment | |
| US20160083644A1 (en) | Fracturing or gravel-packing fluid with cmhec in brine | |
| CN110872508B (zh) | 非交联压裂液及其制备方法与应用 | |
| US20210189227A1 (en) | Pickering emulsions used in wellbore servicing fluids and methods | |
| CN114057933B (zh) | 一种无固相抗污染钻井液 | |
| US20230203361A1 (en) | Wellbore stability compositions comprising nanoparticles | |
| WO2017135943A1 (en) | In situ generation of ph control agents | |
| WO2022040065A1 (en) | Sand consolidation compositions and methods of use | |
| CN109777386A (zh) | 一种选择性低密度堵水剂及其制备与施工工艺 | |
| CN113969159A (zh) | 一种加重滑溜水压裂液及其配制方法 | |
| Elsharafi et al. | Microgels, bright water, and colloidal dispersion gel (CDG) applications in mature reservoirs | |
| MX2009010321A (es) | Fluido de fracturacion de pozos de petroleo. |
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 |
Application publication date: 20211224 |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |