CN112552886B - 一种抗超高温180℃变密度无固相增粘型完井液与修井液 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种抗超高温180℃变密度无固相增粘型完井液与修井液，属于石油开采领域。其原料包括1～2.5wt％的吸水胶粒，5～65wt％的复合盐。本发明有效解决了传统修井液抗温不足、难以提升密度的难题，修井液可抗超高温180℃，密度变化范围在1.1～1.8g/cm3之间，对应的表观粘度在27～690mPa·s范围，可满足超高温高压油气井完井与修井作业需求，配制简便，易循环返排，现场可操作性强，具有良好的应用前景。
Description
技术领域
本发明涉及石油开采领域，尤其涉及一种抗超高温180℃变密度无固相增粘型完井液与修井液。
背景技术
随着我国对油气资源需求的不断扩大，我国对海陆油气勘探开发力度不断增加，不少油气井的开发已进入后期，产层压力不断衰竭，上部储层压力系数常高于下部储层，同井中存在大压差现象。在后期修井作业中，若使用单一密度修井液，会导致上层流体喷出井口、下层压漏的“上喷下漏”恶性事故发生。上部地层“压不住”，下部地层“漏的凶”，不仅无法维持油气井产能，还会造成施工资源的浪费与储层的严重伤害。在修井作业中，普遍采用羧甲基纤维素(CMC)和黄原胶提升其粘度。羧甲基纤维素是水溶性纤维素醚，其溶液为中性或微碱性，具有良好的增粘特性，但在高温下会迅速降解，粘度大大降低，在工区180℃环境下无法适用。黄原胶作为增稠剂可提升泡沫稳定性、润滑修井作业工具、提升抗剪切稳定性，但在超高温180℃下1天内基本降解，表现为粘度剧烈降低，无法用于超高温井的施工作业。若要达到超高温高压井完井与修井需求，确保油气井稳产，需提升完井液与修井液在超高温下的密度及粘度。
2007年，贾虎和杨宪民研发了一种固化水工作液体系(贾虎,杨宪民.固化水工作液在压井修井过程中的成功应用[J].钻井液与完井液,2007(S1):115-117)，该体系为具有限制自由水流动并控制流体漏失的一种新型吸水材料，其具有易降解返排的性能，在修井作业中达到良好的效果，已在东海平湖B8井、四川天东 61井取得成功应用，为多压力层系井的高效开发和油气层保护提供了技术依据。
2010年，Lai等人研发了一种双网络结构吸水树脂型体系用于控制流体漏失(Lai,X.,Guo,J.,Zhou,Y.,Jiang,X.,Li,X.,&Wang,Z.A New Water-absorbent Resin forLost Circulation Control[C].SPE-131605-MS,2010)，其在150℃下可稳定30天并具有抗盐和承压能力，可用于控制深井和超深井的流体漏失。
2012年，徐燕东等人公开了一种用于碎屑岩储层的修完井液(中国专利CN102618225 A)，可用地层水或地层水和地表水的混合液配制，添加剂包含增粘剂、缓蚀剂、稳定剂、杀菌剂，其密度在1.03～1.35g/cm3范围内可调，抗温120℃以上，可满足塔河油田的修完井作业。
2015年，董军等人发明了一种无固相复合增效高密度压井液(中国专利CN105154037 B)，主要成分包括改性磷酸二氢钠和改性甲酸钠，密度最高达1.6 g/cm3，减少了成本昂贵的甲酸钾的使用，形成了一套低成本高密度无固相保护油层修井液。
当前的无固相增粘型修井液，由于密度、抗温性不足限制了其在高温高压井的应用。针对传统修井液在超深井中，因抗温不足、密度难以提升而无法适用的问题，亟需设计一种抗高温高密度可流动型增粘修井液体系，确保油气井完井修井作业安全、顺利与高效。
发明内容
本发明的目的在于提供一种抗超高温180℃变密度无固相增粘型完井液与修井液，主要解决以羧甲基纤维素和黄原胶为代表的增粘剂抗温性不足，以及传统增粘型修井液密度难以平衡高压地层的问题。
本发明提供一种技术方案：
一种抗超高温180℃变密度无固相增粘型完井液与修井液，修井液原料包括复合盐、吸水胶粒。
在本发明的其他实施例中，上述复合盐为磷酸氢二钾、七水磷酸钾、焦磷酸钾、甲酸钾和甲酸钠的混合物。
在本发明的其他实施例中，上述原料还包括吸水胶粒，吸水胶粒为 SAP-KA01(商业品，成都利特能源技术有限公司，粒径0.8～1.5mm)、SHK-220A (商业品，成都利特能源技术有限公司，粒径0.6～1.0mm)中的至少一种，吸水胶粒含磺酸盐基团。
本发明提供的抗超高温180℃变密度增粘型修井液的有益效果是：
复合盐最高溶解质量分数超过65％，并具有抗超高温180℃性能，可有效提高修井液密度和粘度。吸水胶粒通过吸水分散和高温降解提升修井液粘度。
本发明实施例提供的修井液为抗超高温180℃变密度增粘型修井液，相对传统修井液体系具有明显的抗温优势(180℃下老化24小时后粘度远高于传统修井液)，并且相对于传统修井液具有明显的密度优势和粘度优势(1.1～1.8g/cm3修井液体系动力粘度在27～690mPa·s范围内可调)，可满足超高温高压井完井与修井需求。
附图说明
图1是黄原胶与修井液粘度对比图；图2是不同密度修井液粘度曲线图；图3是不同密度及胶粒浓度修井液粘度曲线图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。实施例中未注明具体条件者，按照常规条件或制造商建议的条件进行。所用试剂或仪器未注明生产厂商者，均为可以通过市售购买获得的常规产品。
下面对本发明实施例的抗超高温180℃变密度增粘型修井液进行具体说明。
一种抗超高温180℃变密度无固相增粘型完井液与修井液，原料包括复合盐、吸水胶粒。
在本发明的其他实施例中，上述复合盐为磷酸氢二钾、七水磷酸钾、焦磷酸钾、甲酸钾和甲酸钠的混合物。
在本发明的其他实施例中，上述原料还包括吸水胶粒，吸水胶粒为SAP-KA01(商业品，成都利特能源技术有限公司，粒径0.8～1.5mm，吸水倍率为67.2)、SHK-220A(商业品，成都利特能源技术有限公司，粒径0.6～1.0mm，吸水倍率为152.17)中的至少一种，吸水胶粒含磺酸盐基团。
以下结合实施例对本发明的特征和性能作进一步的详细描述。
实施例1
在1000ml烧杯中按照表1数据加入相应量清水，随后加入对应不同质量分数的复合盐作为可溶性加重材料(磷酸氢二钾:七水磷酸钾:焦磷酸钾:甲酸钾:甲酸钠＝3:3:55:2:2)，搅拌15～30分钟至完全溶解，冷却至室温。再加入1％ SAP-KA01吸水胶粒，充分搅拌至其均匀溶解。从而制备不同质量浓度的修井液体系，用比重瓶法检测其密度。检测结果见表1。
表1 比重瓶法测试修井液密度-质量分数关系
| 溶剂(水)质量/g | 溶质加入/g | 溶液质量/g | 质量分数/％ | 溶液密度/g·cm<sup>3</sup> |
| 100 | 0 | 100 | 0 | 1.013 |
| 100 | 5.2632 | 105.2632 | 5 | 1.049 |
| 100 | 11.1111 | 111.1111 | 10 | 1.092 |
| 100 | 17.6471 | 117.6471 | 15 | 1.140 |
| 100 | 25.0000 | 125 | 20 | 1.186 |
| 100 | 33.3333 | 133.3333 | 25 | 1.241 |
| 100 | 42.8571 | 142.8571 | 30 | 1.304 |
| 100 | 53.8462 | 153.8462 | 35 | 1.362 |
| 100 | 66.6667 | 166.6667 | 40 | 1.435 |
| 100 | 81.8182 | 181.8182 | 45 | 1.516 |
| 100 | 100.0000 | 200 | 50 | 1.589 |
| 100 | 122.2222 | 222.2222 | 55 | 1.660 |
| 100 | 150.0000 | 250 | 60 | 1.738 |
| 100 | 185.7143 | 285.7143 | 65 | 1.824 |
从表1中的数据可知，抗超高温180℃变密度增粘型修井液的密度可以通过改变其质量浓度来加以控制。由本实施例可知，修井液中复合盐的溶解度高达 65％以上，对应溶液密度高达1.824g/cm3。
实施例2
在1000ml烧杯中加入不同量清水，随后加入质量分数为1.1％黄原胶作为增粘剂，高速搅拌30分钟至溶解均匀，从而制备黄原胶增粘体系，用于与修井液作抗温对照实验。
另取1000ml烧杯在其中加入不同量清水，随后加入质量分数为15％的复合盐作为可溶性加重材料，搅拌15～30分钟至完全溶解，冷却至室温。再加入1％SAP-KA01吸水胶粒，充分搅拌至其均匀溶解，从而制备1.14g/cm3的增粘型修井液。
将上述黄原胶增粘体系与增粘型修井液，用六速旋转粘度计分别测试样品在600rpm(1022s-1)、300rpm(511s-1)、200rpm(340.7s-1)、100rpm(170.3s-1)、 6rpm(10.22s-1)和3rpm(5.11s-1)下的表观粘度。测试后将样品装入高温反应容器中，密封容器，放入180℃±2℃恒温干燥箱中，静置24h，进行静态老化实验。高温到预定时间后打开烘箱，取出高温反应容器，待其冷却后，取出其中的黄原胶增粘体系与增粘型修井液，同样用六速旋转粘度计测试样品在不同转速下的表观粘度。测试结果见表2。
表2 黄原胶与修井液粘度对比
从表2数据和图1曲线可以看出，随剪切速率的增大，同一种体系的表观粘度均呈现不同幅度的下降；180℃老化24h后，黄原胶的表观粘度剧烈下降，而修井液表观粘度在老化前后保持稳定并略有增加，表明修井液在超高温180℃下具有增粘、稳粘性能。
实施例3
取1000ml烧杯在其中加入不同量清水，随后加入质量分数为10～60％的复合盐作为可溶性加重材料(磷酸氢二钾:七水磷酸钾:焦磷酸钾:甲酸钾:甲酸钠＝3:3:55:2:2)，搅拌15～30分钟至完全溶解，冷却至室温。再加入2％SAP-KA01 吸水胶粒，充分搅拌至其均匀溶解，从而制备1.1～1.7g/cm3的增粘型修井液。将上述样品装入高温反应容器中，密封容器，放入180℃±2℃恒温干燥箱中，静置24h，进行静态老化实验。高温到预定时间后打开烘箱，取出高温反应容器，待其冷却后，取出其中的修井液样品，用六速旋转粘度计分别测试样品在600rpm (1022s-1)、300rpm(511s-1)、200rpm(340.7s-1)、100rpm(170.3s-1)、6rpm(10.22s-1)和3rpm(5.11s-1)下的表观粘度。测试结果见表3。
表3 不同密度修井液表观粘度数据
从表3数据和图2曲线可以看出，随剪切速率的增大，同一密度体系的表观粘度均呈现不同幅度的下降；相同剪切速率下，老化后修井液粘度随密度的升高而增大。
实施例4
取1000ml烧杯在其中加入不同量清水，随后加入质量分数为10～65％的复合盐作为可溶性加重材料(磷酸氢二钾:七水磷酸钾:焦磷酸钾:甲酸钾:甲酸钠＝3:3:55:2:2)，搅拌15～30分钟至完全溶解，冷却至室温。再加入1～2.5％SAP-KA01 吸水胶粒，充分搅拌至其均匀溶解，从而制备1.1～1.8g/cm3的增粘型修井液。将上述样品装入高温反应容器中，密封容器，放入180℃±2℃恒温干燥箱中，静置24h，进行静态老化实验。高温到预定时间后打开烘箱，取出高温反应容器，待其冷却后，取出其中的修井液样品，用六速旋转粘度计测试样品在100rpm下的表观粘度。测试结果见表4。
表4 不同密度及胶粒浓度修井液表观粘度数据
从表4数据和图3曲线可以看出，修井液密度和胶粒浓度的增加均会提升修井液体系的表观粘度；老化后的1.1～1.8g/cm3修井液体系粘度在27～690mPa·s 范围，通过调节吸水胶粒浓度和加重液密度可调整修井液体系粘度。
以上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。本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作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。
Claims (3)
1.一种抗超高温180℃变密度无固相增粘型完井液与修井液，由复合盐、吸水胶粒构成，用清水配液，其特征在于，按照其质量百分比组分为10～64％的复合盐，所述复合盐由质量比为3:3:55:2:2的磷酸氢二钾、七水磷酸钾、焦磷酸钾、甲酸钾、甲酸钠组成；所述吸水胶粒为SAP-KA01、SHK-220A中的至少一种；
配制时，先将所述复合盐溶于水，待其冷却后，再加入吸水胶粒使其充分溶胀；所述SAP-KA01、SHK-220A充分溶胀后的粒径在1.5～4.0mm范围。
2.如权利要求1所述的抗超高温180℃变密度增粘型完井液与修井液，其特征在于，修井液密度变化范围在1.1～1.8g/cm3之间，对应的表观粘度在27～690mPa·s范围。
3.如权利要求1-2任意一项所述的抗超高温180℃变密度增粘型完井液与修井液，其特征在于，所有材料溶于清水得到的混合液，需将其冷却至室温。
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| Environmental and strength-enhanced nanosilica-based composite gel for well temporary plugging in high-temperature reservoirs;Jia Hu;《Chemical Engineering》;20190228;第1卷(第14期);第1-12页 * |
| 强吸水暂堵完井液在呼图壁储气库完井中的应用;刘鑫 等;《石油钻探技术》;20131125;第41卷(第６期);第72-77页 * |
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Correction item: Abstract|Description Correct: Summary submitted on April 3, 2023|Instructions submitted on April 3, 2023 False: Summary submitted on application date|Instructions submitted on the application date Number: 10-02 Page: ?? Volume: 39 |
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