CN114836191A - 一种低腐蚀无固相高密度完井液及其制备方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种低腐蚀无固相高密度完井液。所述无固相高密度完井液包括下述质量份的组分：连续液相100份；密度调节剂150‑208份；抗高温缓蚀剂4.5～7.5份；除氧剂0.45～0.75份、抗高温高盐防水锁剂3.0～4.5份。本发明无固相高密度完井液具备密度高能力，可以满足高温高压地层的完井作业；所述高密度完井液无固相，能有效减少固相粒子对地层的伤害，保护储层；同时具有优良高温稳定性，避免了高温条件下降解造成的体系失稳，有效减少完井作业事故的发生，提高完井效率。
Description
技术领域
本发明涉及一种低腐蚀无固相高密度完井液及其制备方法，属于石油勘探开发完井领域。
背景技术
深井一般的地层压力系数都比较高，在完井液过程中必须使用高密度完井液。
传统的无固相高密度完井液(密度高于1.60g/cm3)主要使用溴化锌、甲酸铯这样的可溶性盐。但是溴化锌成本高达几万元一吨，同时高温下对井下管材的腐蚀性非常强；甲酸铯成本及其昂贵，高达三十万元左右每吨。由于这些原因溴化锌、甲酸铯用作高密度无固相完井液受到了严重的限制。
传统的有固相高密度完井液(密度高于1.60g/cm3)采用重晶石、铁矿粉、锰矿粉进行密度调节。采用这些固相材料进行加重，必须配合性能优良的抗高温聚合物增粘剂来提高水相粘度，以便对固相材料起到很好的悬浮作用。由于油气井的井下温度较高，长时间的高温条件大大增加了聚合物降解的几率因此失去悬浮能力使固相材料发生沉降，从而导致井下事故的发生；同时细微的固相材料容易进入油气井的储层，导致储层伤害，影响油气井的产能。
为了避免溴化锌这样腐蚀性强、甲酸铯这样价格昂贵的盐类用作高密度无固相完井液(密度高于1.60g/cm3)的密度调节剂，避免有固相完井液修井液井下事故及储层伤害，需要提供一种无固相高密度完井液，在满足高温高压油气井完井的工程安全的同时，能大幅度地降低开采成本，提高油气田开发经济效益。
发明内容
本发明的目的是提供一种无固相高密度完井液，所述无固相高密度完井液主要用于高温高压油气藏的开发。
本发明所提供的无固相高密度完井液，由下述质量份的组分组成：
连续液相100份；密度调节剂150～208份；抗高温缓蚀剂4.5～7.5份；除氧剂0.45～0.75份；抗高温高盐防水锁剂3～4.5份。
上述的完井液中，所述连续液相为水；
所述密度调节剂为磷酸与氢氧化钾的缩合脱水产物与甲酸钾、醋酸钾和碳酸钾复配形成的可溶性复合盐；
所述磷酸与所述氢氧化钾反应后的体系经蒸发浓缩得到晶体，所述晶体经高温煅烧(如温度为400～500℃下煅烧1～2h)后与所述甲酸钾、所述醋酸钾、所述碳酸钾进行复配；
所述缩合脱水产物、所述甲酸钾、所述醋酸钾、所述碳酸钾的质量比为12～18：10～15：5～8：1，优选15：12：5：1；
所述抗高温缓蚀剂为含硫有机胺化合物与十二烷基硫脲基咪唑啉的复合物，两者的质量比为0.8～1.2：0.5～0.8，优选1：0.5～0.8或1：0.5；
所述含硫有机胺化合物为氨水、二硫化碳和水的反应产物，可按照下述方法进行制备：
氨水、二硫化碳与水在高温高压反应釜中混合，升温加压后进行反应Ⅰ；然后与盛装氢氧化钠水溶液的烧杯连通，然后进行蒸发；加热后继续反应Ⅱ即得；
所述氨水、所述二硫化碳与所述水的质量比可为45:50:25；
所述反应Ⅰ的条件如下：
温度为90～100℃，压力为0.5～0.8MPa，时间为12～20h；
所述氢氧化钠水溶液的浓度为0.2～0.5mol/L；
所述蒸发的条件如下：
温度为95～110℃，时间为2～5h；
所述反应Ⅱ的条件如下：
温度为170～200℃，时间为4～6h。
所述除氧剂选自下述至少一种：戊二醛，亚硫酸钠和硫代硫酸钠。
所述抗高温高盐防水锁剂选自全氟壬烯氧基苯磺酸钠C9F17OC6H4SO3Na，用水稀释成8～12％的水溶液。
本发明还提供了所述完井液的制备方法，包括如下步骤：
在搅拌的条件下，将所述密度调节剂加入至所述连续液相中；继续搅拌，然后加入所述抗高温缓蚀剂；继续搅拌，然后加入所述除氧剂；继续搅拌，然后加入所述抗高温高盐防水锁剂即得所述完井液。
所述搅拌的转速为3000～4000转/分钟。
本发明提供的无固相高密度完井液体系的密度为1.65～1.85g/cm3。
与现有技术相比，本发明具有如下优点：
1、避免了溴化锌这样腐蚀性强、甲酸铯这样价格昂贵的盐类用作高密度无固相完井液密度调节剂；
2、抗温性好，抗温能力达180℃；
3、高温腐蚀性小，腐蚀速率＜0.076mm/a；
4、对储层伤害少，完井液体系无固相能有效保护储层，渗透率恢复值大于85％。
具体实施方式
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
下述实施例中，密度调节剂为磷酸、氢氧化钾进行缩合脱水，然后高温下进一步脱水而得反应产物；然后与工业甲酸钾、碳酸钾进行复配形成的可溶性复合盐，具体实施步骤如下：
将磷酸加入反应釜中，在搅拌条件下缓慢地加入氢氧化钾溶液，pH值控制在8.0左右进行反应，将反应后的溶液加热150℃蒸发浓缩，冷却结晶；然后将晶体放入马沸炉500℃高温下进行煅烧1.5h，然后冷却而成。
将上述反应产物与工业甲酸钾、醋酸钾、碳酸钾按照质量比为15：12：5：1的比例进行复配，最终形成密度调节剂。
下述实施例中，抗高温缓蚀剂为含硫有机胺化合物与十二烷基硫脲基咪唑啉的复合物，两者的质量比为1：0.5，其中，含硫有机胺化合物为氨水、二硫化碳和水的反应产物，制备方法如下：
在高温高压反应釜中，将氨水、二硫化碳、水三者的质量比为45:50:25混合均匀；升温至95℃，加压至0.75MPa反应15小时；然后接上后端盛装1升浓度为0.3mol/L的NaOH溶液的烧杯，在105℃蒸发3～4小时；最后加热升温至180℃继续反应4～5小时后冷却至室温即可。
实施例1、无固相高密度完井液体系的制备
准确量取100质量份的自来水倒入不锈钢高搅杯中，放置于高速搅拌器上，设置转速为4000转/分钟，边搅拌边加入150质量份的密度调节剂，继续搅拌15～20min，然后边搅拌边加入4.5质量份抗高温缓蚀剂，继续搅拌10min；边搅拌边加入0.45质量份的除氧剂(亚硫酸钠)搅拌10min，最后在搅拌同时加入3质量份防水锁剂(10％的全氟壬烯氧基苯磺酸钠水溶液)，即得密度1.65g/cm3的无固相高密度完井液体系。
实施例2、无固相高密度完井液体系的制备
准确量取100质量份的自来水倒入不锈钢高搅杯中，放置于高速搅拌器上，设置转速为4000转/分钟，边搅拌边加入208质量份的密度调节剂，继续搅拌15～20min，然后边搅拌边加入7.5质量份抗高温缓蚀剂，继续搅拌10min；边搅拌边加入0.75质量份的除氧剂(亚硫酸钠)搅拌10min，最后在搅拌同时加入4.5质量份防水锁剂(10％的全氟壬烯氧基苯磺酸钠水溶液)，即得密度1.85g/cm3的无固相高密度完井液体系。
本发明无固相高密度完井液体系的抗高温高盐的缓蚀剂，通过改性含硫有机胺与十二烷基硫脲基咪唑啉复配，能够将完井液在高温180℃条件下的腐蚀速率控制在0.076mm/a行业标准。
本发明无固相高密度完井液体系的密度调节剂，能够将完井液的密度提高到1.85g/cm3,避免了高温下腐蚀性强溴化锌、价格昂贵的甲酸铯用作高密度无固相完井液密度调节剂。
实施实例3、无固相高密度完井液体系性能评价试验
对实施例1和实施例2所制备的无固相高密度完井液体系采用密度计测定其比重；采用散射光浊度仪测定其浊度；采用pH计测定其pH值；得到的数据如表1。
表1无固相高密度完井液体系常规性能
由表1中的数据可知：由实施例1和实施例2制备的无固相高密度完井液体系密度高、高温后性能稳定，能有效满足高温高压地层的完井工程需求，其浊度低、说明对储层的伤害小，有效的保护了油气层。
对实施例1和实施例2所制备的无固相高密度完井液体系采用高温高压腐蚀仪，参照中国石油天然气行业标准SY5273-2000中静态挂片失重法评价体系的腐蚀性，腐蚀条件为180℃×7天。得到的数据如表2。
表2无固相高密度完井液对钢材的腐蚀性
由表2中的数据可知：由实施例1和实施例2制备的无固相高密度完井液体系对油气井常用的油管和套管对应的13Cr、13Cr-L80、3Cr-L80腐蚀性均小于0.076mm/a的行业标准，说明该无固相高密度完井液在井下高温下对管材的腐蚀性小。
对实施例1和实施例2所制备的无固相高密度完井液体系，按照中国石油天然气行业标准SY/T6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》，采用JHDS高温高压动失水仪评价无固相高密度完井液的储层保护效果，得到的数据如表3。
表3无固相高密度完井液体系储层保护能力
由表3中的数据可知，由实施例1和实施例2制备的无固相高密度完井液体系，不论是油相渗透率(驱替介质：煤油)还是气体渗透率(驱替介质：氮气)，其岩心的渗透率恢复值均大于85％，说明体系具有很好的储层保护能力。
Claims (10)
1.一种无固相高密度完井液，由下述质量份的组分组成：
连续液相100份；密度调节剂170～208份；抗高温缓蚀剂4.5～7.5份；除氧剂0.45～0.75份；抗高温高盐防水锁剂3～4.5份。
2.根据权利要求1所述的完井液，其特征在于：所述连续液相为水。
3.根据权利要求1或2所述的完井液，其特征在于：所述密度调节剂为磷酸与氢氧化钾的缩合脱水产物与甲酸钾、醋酸钾和碳酸钾复配形成的可溶性复合盐；
所述缩合脱水产物、所述甲酸钾、所述醋酸钾与所述碳酸钾的质量比为12～18：10～15：5～8：1。
4.根据权利要求1-3中任一项所述的完井液，其特征在于：所述抗高温缓蚀剂为含硫有机胺化合物与十二烷基硫脲基咪唑啉的复合物。
5.根据权利要求4所述的完井液，其特征在于：所述含硫有机胺化合物与十二烷基硫脲基咪唑啉的质量比为0.8～1.2：0.5～0.8 。
6.根据权利要求1-5中任一项所述的完井液，其特征在于：所述除氧剂选自下述至少一种：戊二醛、亚硫酸钠和硫代硫酸钠。
7.根据权利要求1-6中任一项所述的完井液，其特征在于：所述抗高温高盐防水锁剂为全氟壬烯氧基苯磺酸钠C9F17OC6H4SO3Na，采用水稀释成水溶液。
8.权利要求1-7中任一项所述完井液的制备方法，包括如下步骤：
在搅拌的条件下，将所述密度调节剂加入至所述连续液相中；继续搅拌，然后加入所述抗高温缓蚀剂；继续搅拌，然后加入所述除氧剂；继续搅拌，然后加入所述高温高盐防水锁剂即得所述完井液。
9.根据权利要求8所述的制备方法，其特征在于：所述搅拌的转速为3000～4000转/分钟。
10.权利要求1-7中任一项所述完井液在高温高压油气藏的完井中的应用。
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