无固相修井液及其制备方法与应用与流程

1.本发明属于石油天然气及完/修井液技术领域，具体涉及一种无固相修井液及其制备方法与应用。


背景技术：

2.当前，中国陆上和海上石油天然气钻采正在向深层(地下4500m以深)、超深层(地下6000m以深)和页岩气等含油气领域延伸，如新疆塔里木、四川、南海等油区，在作业过程中需要面临高压和高温等特殊环境。
3.在修井作业过程中，目前在用的基本上为有固相流体修井液，但是固相流体修井液在储层修井作业中往往存在周期长、高温沉降稳定不好、修井液中固相对储层伤害大等问题。
4.为此，中国专利文献cn105176506a公开了一种酸式盐无固相中密度修井液，该修井液无固相，从而避免了固相对储层伤害大的问题，但是该修井液在应对超高压、超高温、特低渗地层修井作业时，在沉降稳定性、抗温性能及腐蚀速率方面仍有待改善。


技术实现要素：

5.本发明提供一种无固相修井液及其制备方法与应用，以至少解决现有修井液在应对超高压、超高温、特低渗地层修井作业时，在沉降稳定性、抗温性能及腐蚀速率方面仍有待改善的问题。
6.为了实现上述目的，本发明实施例提供如下技术方案：
7.本发明实施例第一方面提供一种无固相修井液，包括如下重量百分比的原料：
[0008][0009]
本发明实施例所提供的无固相修井液，采用无固相加重剂、提切剂、缓蚀剂、防水锁剂分散剂和水，并限定各原料含量，利用各原料之间相互作用，协同增效，能保证无固相修井液的适用密度范围达到1.5g/cm
3-1.82g/cm3，最高密度可达1.80-1.82g/cm3，使本发明实施例所提供的无固相修井液具有密度高、腐蚀速率低、地层伤害小、携砂能力强、粘度可调等特点，可用于高温、高密度、低渗储层修井作业。同时，该无固相修井液可保证修井施工安全，降低修井成本，提高修井作业效果，获得良好经济效益和社会效益，值得推广应用。
[0010]
无固相加重剂可根据实际需要进行选择，例如，在本发明具体实施方式中，无固相加重剂可为购自成都西油华巍科技有限公司的hwjz-1加重剂。
[0011]
所述提切剂为改性蒙脱土、无机正电双聚物、膨润土中的至少一种；进一步地，所述改性蒙脱土为季磷盐改性蒙脱土；所述无机正电双聚物为氢氧化镁铝、氢氧化镁铝水滑石、改性层状双氢氧化镁铝；
[0012]
所述缓蚀剂为钨酸钠、咪唑啉复合物、丙炔醇、嘧啶复合物中的至少一种；进一步地，所述咪唑啉复合物为咪唑啉季铵盐衍生物、烯基咪唑啉季铵盐、桐油酸咪唑啉衍生物或咪唑啉胍盐；嘧啶复合物可为2-羟基嘧啶；
[0013]
在本发明具体实施方式中，所述防水锁剂为含氟表面活性剂；进一步地，所述含氟表面活性剂为全氟烷基磺酸盐表面活性剂、全氟烷基羧酸表面活性剂或氟化季铵盐表面活性剂；例如全氟烷基磺酸盐表面活性剂可为全氟辛烷磺酸盐(pfos)、全氟己烷磺酸盐(pfhs)或全氟丁烷磺酸盐(pfbs)；全氟烷基羧酸可为三氟羧酸；
[0014]
所述的分散剂为海藻酸钠、偏硅酸钾、硅酸钠中的至少一种。
[0015]
本发明实施例第二方面提供一种上述无固相修井液的制备方法，包括如下步骤：
[0016]
将提切剂加入到水中，并依次进行第一搅拌和静置养护，得到第一混合液；
[0017]
在第二搅拌作用下，向所述第一混合液中加入防水锁剂、缓蚀剂和分散剂，并在加完后，继续进行第二搅拌，得到第二混合液；
[0018]
在第三搅拌作用下，向所述第二混合液中加入无固相加重剂，并持续搅拌至其溶解，制得无固相修井液。
[0019]
通过控制上述制备方法中各原料的加入顺序，有助于各原料之间混合均匀，提高无固相修井液的相应性能，例如抗温性能和沉降稳定性等；
[0020]
在本发明具体实施方式中，所述第一搅拌的搅拌速度为11000r/min-13000r/min，搅拌时间为15min-25min；进一步地，第一搅拌的搅拌速度为12000r/min，搅拌时间为20min；
[0021]
所述静置养护的温度为22℃-28℃，时间为20h-28h；进一步地，静置养护的温度为25℃，时间为24h。
[0022]
在本发明具体实施方式中，所述第二搅拌的搅拌速度为2500r/min-3500r/min；继续进行第二搅拌的搅拌时间为18min-22min；进一步地，第二搅拌的搅拌速度为3000r/min；继续进行第二搅拌的搅拌时间为20min；
[0023]
所述第三搅拌的搅拌速度为2500r/min-3500r/min；进一步地，第三搅拌的搅拌速度为3000r/min。
[0024]
在一具体实施方式中，在第二搅拌作用下，向所述第一混合液中依次加入防水锁剂、缓蚀剂和分散剂；通过在第一混合液中依次加入相应原料，能更好地匹配第一混合液与原料的相溶性，保证防水锁剂、缓蚀剂和分散剂在第一混合液中充分溶解或者分散，提高无固相修井液的相应性能，例如抗温性能和沉降稳定性等；
[0025]
所述hwjz-1加重剂的加入速度为100g/min-500g/min；通过限定加入速度，使hwjz-1加重剂缓慢加入到第二混合液中，保证hwjz-1加重剂与第二混合液的相容性。
[0026]
本发明实施例第三方面提供一种上述无固相修井液在储层修井作业中的应用。
[0027]
与现有技术相比，本发明至少具有如下有益效果：本发明实施例所提供的无固相
修井液具有密度范围宽(1.5g/cm
3-1.82g/cm3)、无固相、粘切高(携砂性好)、腐蚀速率低、储层保护性好等特点。无固相修井液所具有的上述特点能够很好地解决低渗、高压(高于70mpa)、高温气井(≥150℃)修井作业中存在的修井液不耐温、沉降稳定性差、对地层伤害大、携砂不好等问题，可应用于密度要求(1.5g/cm
3-1.82g/cm3)不同地质特征下的修井作业。
[0028]
通过大量的试验研究，申请人制备了具有密度高、腐蚀速率低、地层伤害小、携砂能力强、粘度可调等特点，可用于高温、高密度、低渗储层修井作业的耐高温高密度无固相修井液配方体系，主要解决现有修井液在应对超高压、超高温、特低渗地层修井作业时沉降稳定性差、不抗温、腐蚀速率高、对地层伤害大等问题。
附图说明
[0029]
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
[0030]
图1为本发明中自来水对超级13cr钢片的腐蚀情况的宏观形貌图；
[0031]
图2为本发明中自来水对超级13cr钢片的腐蚀情况放大5000倍后的扫描电镜图；
[0032]
图3为本发明中普通复合盐溶液对超级13cr钢片的腐蚀情况的宏观形貌图；
[0033]
图4为本发明中普通复合盐溶液对超级13cr钢片的腐蚀情况放大5000倍后的扫描电镜图；
[0034]
图5为本发明实施例2中无固相修井液对超级13cr钢片的腐蚀情况的宏观形貌图；
[0035]
图6为本发明中无固相修井液对超级13cr钢片的腐蚀情况放大5000倍后的扫描电镜图。
具体实施方式
[0036]
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明的附图和实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术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，都属于本发明保护的范围。
[0037]
以下实施例中，如无特别说明，可采用本领域常规方法、装置/仪器/结构/部件等完成各步骤，所用试剂等均可商购或采用本领域常规方法制备得到。
[0038]
下述各实施例和对比例所采用的hwjz-1加重剂为购自成都西油华巍科技有限公司的hwjz-1加重剂。
[0039]
实施例1
[0040]
本实施例提供了一种无固相修井液及其制备方法。该无固相修井液包括440g的hwjz-1加重剂、22g的提切剂、5g的缓蚀剂、7g的防水锁剂、17g的分散剂和510g清水；其中，提切剂为季磷盐改性蒙脱土；缓蚀剂为咪唑啉；防水锁剂为全氟辛烷磺酸盐；分散剂为硅酸钠；
[0041]
上述无固相修井液的制备方法，包括如下步骤：
[0042]
(1)量取清水加入高搅杯中，向其中加入提切剂，以12000r/min的转速高速搅拌20min，搅拌好后，于室温25℃下静置养护24h，得到第一混合液；
[0043]
(2)在3000r/min的搅拌作用下，向所述第一混合液中依次加入防水锁剂、缓蚀剂和分散剂，并在加完后，继续搅拌20min，得到第二混合液；
[0044]
(3)在3000r/min的搅拌作用下，向所述第二混合液中加入hwjz-1加重剂，所述hwjz-1加重剂的加入速度为100g/min，持续搅拌直到hwjz-1加重剂全部溶解，制得无固相修井液。
[0045]
实施例2
[0046]
本实施例提供了一种无固相修井液及其制备方法。该无固相修井液包括369g的hwjz-1加重剂、9g的提切剂、3.2g的缓蚀剂、3g的防水锁剂、10g的分散剂和200g清水；其中，提切剂为膨润土；缓蚀剂为钨酸钠；防水锁剂为三氟羧酸；分散剂为海藻酸钠；
[0047]
上述无固相修井液的制备方法，包括如下步骤：
[0048]
(1)量取清水加入高搅杯中，向其中加入提切剂，以12000r/min的转速高速搅拌20min，搅拌好后，于室温25℃下静置养护24h，得到第一混合液；
[0049]
(2)在3000r/min的搅拌作用下，向所述第一混合液中依次加入防水锁剂、缓蚀剂和分散剂，并在加完后，继续搅拌20min，得到第二混合液；
[0050]
(3)在3000r/min的搅拌作用下，向所述第二混合液中加入hwjz-1加重剂，所述hwjz-1加重剂的加入速度为300g/min，持续搅拌直到hwjz-1加重剂全部溶解，制得无固相修井液。
[0051]
实施例3
[0052]
本实施例提供了一种无固相修井液及其制备方法。该无固相修井液包括630g的hwjz-1加重剂、15g的提切剂、10g的缓蚀剂、3g的防水锁剂、13g的分散剂和330g清水；其中，提切剂为氢氧化镁铝水滑石；缓蚀剂为丙炔醇；防水锁剂为氟化季铵盐表面活性剂；分散剂为偏硅酸钾；
[0053]
上述无固相修井液的制备方法，包括如下步骤：
[0054]
(1)量取清水加入高搅杯中，向其中加入提切剂，以11000r/min的转速高速搅拌25min，搅拌好后，于室温22℃下静置养护28h，得到第一混合液；
[0055]
(2)在2500r/min的搅拌作用下，向所述第一混合液中依次加入防水锁剂、缓蚀剂和分散剂，并在加完后，继续搅拌22min，得到第二混合液；
[0056]
(3)在3500r/min的搅拌作用下，向所述第二混合液中加入hwjz-1加重剂，所述hwjz-1加重剂的加入速度为500g/min，持续搅拌直到hwjz-1加重剂全部溶解，制得无固相修井液。
[0057]
实施例4
[0058]
本实施例提供了一种无固相修井液及其制备方法。该无固相修井液包括550g的hwjz-1加重剂、20g的提切剂、8g的缓蚀剂、6g的防水锁剂、15g的分散剂和400g清水；其中，提切剂为膨润土；缓蚀剂为2-羟基嘧啶；防水锁剂为氟化季铵盐表面活性剂；分散剂为偏硅酸钾；
[0059]
上述无固相修井液的制备方法，包括如下步骤：
[0060]
(1)量取清水加入高搅杯中，向其中加入提切剂，以13000r/min的转速高速搅拌
15min，搅拌好后，于室温28℃下静置养护20h，得到第一混合液；
[0061]
(2)在3500r/min的搅拌作用下，向所述第一混合液中依次加入防水锁剂、缓蚀剂和分散剂，并在加完后，继续搅拌18min，得到第二混合液；
[0062]
(3)在2500r/min的搅拌作用下，向所述第二混合液中加入hwjz-1加重剂，所述hwjz-1加重剂的加入速度为400g/min，持续搅拌直到hwjz-1加重剂全部溶解，制得无固相修井液。
[0063]
实施例5
[0064]
本实施例提供了一种无固相修井液及其制备方法。该无固相修井液包括550g的hwjz-1加重剂、20g的提切剂、8g的缓蚀剂、6g的防水锁剂、15g的分散剂和400g清水；其中，提切剂为膨润土；缓蚀剂为咪唑啉和丙炔醇，两者质量比为1：1；防水锁剂为全氟己烷磺酸盐(pfhs)；分散剂为海藻酸钠和偏硅酸钾，两者质量比为1：1；
[0065]
上述无固相修井液的制备方法，包括如下步骤：
[0066]
(1)量取清水加入高搅杯中，向其中加入提切剂，以13000r/min的转速高速搅拌15min，搅拌好后，于室温28℃下静置养护20h，得到第一混合液；
[0067]
(2)在3500r/min的搅拌作用下，向所述第一混合液中依次加入防水锁剂、缓蚀剂和分散剂，并在加完后，继续搅拌18min，得到第二混合液；
[0068]
(3)在2500r/min的搅拌作用下，向所述第二混合液中加入hwjz-1加重剂，所述hwjz-1加重剂的加入速度为200g/min，持续搅拌直到hwjz-1加重剂全部溶解，制得无固相修井液。
[0069]
试验例1
[0070]
将上述实施例1-2制得的无固相修井液在不同温度下静恒温后，按gb/t16783.1中6.3的规定，在25℃
±
1℃下测定无固相修井液的流变性，相应的测试结果如下表1和表2所示：
[0071]
表1不同密度下无固相修井液老化后的性能
[0072]
[0073][0074]
表2不同温度的无固相修井液老化后的性能
[0075][0076]
试验例2
[0077]
通过np-1d多联页岩膨胀仪，在室温下同时测定不同介质的岩心膨胀量。岩心膨胀率越小，则说明介质对它的抑制性越好。相应的测试方法按照中国石油化工集团公司企业标准q/shcg 56中4.2.8的规定，测定无固相修井液的岩心膨胀量，具体测试方法如下：
[0078]
称取于(105土3)℃烘4h的试验用钙膨润土10.00g，装入页岩膨胀测试仪测量筒中，加4mpa压力并保持5min，制得试验岩心。把装有岩心的测筒安装在页岩膨胀测试仪上，将试样溶液注入测筒，测定8h的岩心膨胀量，同时用蒸馏水做空白试验，按下式计算页岩膨胀降低率。
[0079]
h＝(
△
h1-△
h)/
△
h1×
100
[0080]
式中：h-页岩膨胀降低率，％；
△
h
1-蒸馏水岩心膨胀率，单位为毫米(mm)；
△
h-试样溶液岩心膨胀量，单位为毫米(mm)。
[0081]
相应的测试结果如下表3所示：
[0082]
表3不同介质对岩心的抑制性
[0083][0084]
从表3可得知：本发明的无固相修井液对岩心的24h线性膨胀率低于2％。
[0085]
试验例3
[0086]
测定无固相修井液的页岩滚动回收率，测试方法如下：
[0087]
(1)实验时取350ml的无固相修井液或蒸馏水与50.00g页岩屑(5～10目，页岩屑为自贡大安寨组(j1z)露头杂色泥岩)混合，100℃老化16h后洗净，过40目筛，并于120℃烘干3h后称重，计算得到一次页岩回收率；
[0088]
(2)再取350ml的无固相修井液或蒸馏水与一次岩屑混合，160℃老化16h后洗净，过40目筛，并于120℃烘干3h后称重，计算得到二次页岩回收率。测试结果如表4所示。
[0089]
表4无固相修井液的岩屑滚动回收实验
[0090]
项目自来水实施例3实施例2试样一次滚动回收率，％18.4100.06100.04回收提高倍率，％/443.80443.70试样二次滚动回收率，％/78.8282.28回收提高倍率，％/328.37347.17
[0091]
从表4可得知：本发明实施例的无固相修井液的一次页岩滚动回收率大于99％。
[0092]
试验例4
[0093]
参照中国期刊文献(游利军,康毅力,陈一健.致密砂岩含水饱和度建立新方法—毛管自吸法[j].西南石油学院学报,2005,27(1):28-31.)中的方法测试耐高温高密度无固相修井液对岩心的伤害情况，具体测试方法如下：
[0094]
选取大北307井的岩心开展实验；用毛细管自吸法[4-5]对岩心建立含水饱和度(模拟地层水)；对自吸后的实验岩样开展气驱水相返排实验，利用电脑监测压力与流量；压力设定与基准渗透率测试保持一致，返排时间约7～24h。在返排前2h内每隔20min取出称重一次，2h后每隔1h取出称重一次，返排结束后测量实验岩样重量，并测量返排后的岩心渗透率恢复率。
[0095]
相应的测试结果如下表5所示：
[0096]
表5无固相修井液对岩心的伤害情况
[0097][0098]
试验例5
[0099]
测试方法参照sy/t0026-1999《水腐蚀性测试方法》中第5部分试验方法。所述耐高温高密度无固相修井液和普通复合盐溶液(也即hwjz-1加重剂)相比在160℃条件下，测试其对超级13cr钢片的腐蚀速率，相应的测试结果如下表6及图1-图6：
[0100]
表6无固相修井液对超级13cr钢片的腐蚀情况
[0101]
样品编号自来水对比例实施例2配方-普通复合盐溶液无固相修井液平均腐蚀速率/mm/a0.004310.2579350.0056822
[0102]
从表6及图1-图6可得知：本发明实施例中的无固相修井液的腐蚀速率低。
[0103]
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。