一种堵漏型高密度束缚水压井液制造技术

本发明专利技术涉及一种堵漏型高密度束缚水压井液，在水中加入NaCl、甲酸钾、CaBr2或ZnCl2，使加重后的水的密度达到1.1-2.0g/cm3；按重量比向加重后的水中加入2％非离子表面活性剂聚氧乙烯醚化合物渗透剂(JFC)，0.5％咪唑啉缓蚀剂，2％氯化钾，0.003-0.005％膦基马来酸-丙烯酸共聚物，0.1-0.8％亚硫酸钠，2.5-4％FM超级凝胶颗粒，再在每20-25立方米的以上液体中加入1吨的高吸水性树脂聚合物配制而成，该压井液能束缚本身重量12-20倍以上的不同密度的盐水，游离水小于10％；其表面张力小于35mN/m；在裂缝宽度为1-8mm时，封堵率大于99％，承压强度≥7Mpa；在0.7MPa、85℃下用钻井液失水仪测定30min失水小于整个压井液的10％，抗高温120℃，稳定时间达到360小时以上。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及一种适用于中、高压油气井压井(修井)作业时保护储层的密度在1.lg/cm3-2.0g/cm3之间的入井流体堵漏型高密度束缚水修井压井液。
技术介绍
国内油气田对于高压气井作业所用的修井液主要为聚合物固相盐水压井修井液、无固相盐水压井修井液和泥浆改进型的压井修井液等。其中聚合物固相盐水压井修井液具有滤失少，带砂性能好的优点，但对低孔低渗地层，固相伤害大，水锁伤害严重且不易返排；而泥浆改进型的压井修井液因为固相含量高，对地层伤害相对较大。因此很多油田选取和使用了无固相盐水压井修井液，该压井液最大的特点是返排容易，但同时又存在滤失大的问题，对地层伤害严重。目前的压井液体系大多对于漏失地层不具备堵漏性能，在修井过程中对于裂缝性储层漏失严重，使得在修井过程中由于漏失导致修井液液柱压力下降，不但不能很好的压井，甚至可能在修井过程中发生井喷，导致事故。同时漏失对储层伤害较大，不少井修井作业完后，产量大幅降低，难以恢复到原先的水平。在油气井修井作业中，压井工作液性能的优劣，直接影响到油气井受伤害程度和产量的高低。
技术实现思路
本专利技术的目的在于:研制一种适合于120°C以下的中压、高压油气井的堵漏型压井液体系，以保护油气井储层不受伤害。该压井液体系应包括:高压气藏的束缚水压井液和高压气井防止水锁和粘土膨胀的盐水压井液。是在水中加入固化剂(聚合物)、缓蚀剂、堵漏剂、加重剂、除氧剂和助排剂，其技术指标要求:密度达到1.lg/cm3-2.0g/cm3;在裂缝宽度为l-8mm时，封堵率大于99%，承压强度多7Mpa ;束缚水压井液能束缚本身重量12-20倍以上的不同密度的盐水，游离水小于10%;压井液表面张力小于35mN/m ;在0.7MPa、85°C下用钻井液失水仪测定30min失水小于整个压井液的10%，抗高温120°C，稳定时间达到360小时以上。本专利技术的技术方案如下:一种堵漏型高密度束缚水压井液，该压井液标号为J有以下组分组成:A:去离子水、B:加重剂、C:聚氧乙烯醚化合物渗透剂(JFC)、D:咪唑啉缓蚀剂、E:氯化钾、F:膦基马来酸-丙烯酸共聚物防垢剂、G:亚硫酸钠、H:FM超级凝胶颗粒(H按粒径不同可分为H1:小于Imm的凝胶颗粒、H2:l-3mm的凝胶颗粒、H 3:3_5mm的凝胶颗粒、H4:5-8mm的凝胶颗粒、H 5:8-12mm的凝胶颗粒)、1:吸水树脂聚合物。其中各组分的加量均按占蒸馏水质量的百分比计算，C占2%，D占0.5%，E占2%，F占0.003-0.005%, G占0.1-0.8%、H占2.5-4%, I占4_5%，B的加量根据需要的密度而改变。B 的种类可分为 B1:NaCl、B2:甲酸钾、B3:CaBr2、B4:ZnCl 2。一种堵漏型高密度束缚水压井液的制备方法，其特征在于:分步骤实施:(I)将加重剂B加入到A中，搅拌溶解后使密度达到1.lg/cm3-2.0g/cm3；(2)将C、D和E分别加入(I)制备的溶液中，搅拌均匀后加入F和G，搅拌至完全溶解，形成混合溶液；(3)将H和I分别加入到步骤(2)制备的混合溶液中，搅拌均匀后，即得到堵漏型高密度束缚水压井液。所述H是以过硫酸铵和亚硫酸氢钠为引发剂，以丙烯酸衍生物、丙烯酰胺衍生物、丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠和丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵等为原料共聚而成的；1采用水溶液聚合方法以N，N-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，以过硫酸铵、亚硫酸氢钠为引发剂，以丙烯酸和丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠为单体，合成具有高吸水性的树脂聚合物。步骤(2)中F由以下组分组成:A:去离子水、K:马来酸酐、L:丙烯酸、M:次亚磷酸钠、N:过硫酸铵。其中单体K、L和M的质量比为73:13:14，引发剂N和溶剂A相对单体总质量的百分比分别为和180-200%。F的制备方法，其特征在于:分步骤实施:(a)在恒温水浴锅中放置装有冷凝管，温度计，搅拌器的三口烧瓶，分别加入A、K、L，加热温度保持在60-70°C，不断搅拌使得K、L充分溶解；(b)待溶解完全后，缓慢将M和N加入到(a)制备的溶液中，并将温度升高至90°C，持续反应4-5h，即得到F淡黄色透明溶液。所述的原料NaCl、甲酸钾、CaBr2、ZnCl2、氯化钾、马来酸酐、丙稀酸、次亚磷酸钠、过硫酸铵均为分析纯，成都科龙化工试剂厂生产；亚硫酸钠为工业纯，江苏宁康化工有限公司生产；聚氧乙烯醚化合物渗透剂(JFC)为工业纯，上海德茂化工有限公司生产；咪唑啉缓蚀剂为工业纯，胜利油田胜利化工有限责任公司生产。本专利技术所述的堵漏型高密度束缚水压井液选择在水中完全溶解的盐B2, B3或B4为加重剂，使加重后的水的密度达到1.1g/cm 3-2.0g/cm3，加入水重量2 %的C来降低压井液的表面张力，使盐水表面张力小于35mN/m ;加入水重量0.5%的D来防止腐蚀；加入水重量2%的E来防止粘土膨胀，使盐水的防膨率大于80% (离心法)；加入水重量0.003% -0.005%的F来防止压井液与地层水相遇后垢的形成；加入水重量2.5_4%的H来堵漏；加入水重量0.1-0.8%的亚硫酸钠除氧剂来降低体系中的氧，防止聚合物在高温下发生水解，提高抗温性；加入具有高吸水性的I，它在由B2, 83或B 4，C，D，E，F和H组成的液体每20-25方液体中加入I吨，它能束缚本身重量12-20倍以上的不同密度的盐水，不使其游离，防止了水对气藏的伤害即防水锁。该压井液对于1-Smm的裂缝具有良好的堵漏效果，封堵率大于99%，承压能力大于7MPa ;在0.7Mpa压力下30分钟失水小于27ml占压井液的7.30% ;在室温下稳定时间多960小时，在80°C下稳定时间多360小时。该压井液是在盐水中加入固化剂(聚合物)后配制而成的密度为1.lg/cm3-2.0g/cm3的可流动的一种新型压井液。适合地层压力系数大于0.97MPa/100m小于1.97MPa/100m的油气井。该专利技术在新疆油田滴西30井、DXHW183井和车峰6井中进行了应用，修后三口井的产量回复到了修前的水平，且堵漏成功，储层没有受到伤害，保护油气层作用明显。【具体实施方式】实施例1:密度为1.1-1.17g/cm3的堵漏型高密度束缚水压井液的配制在100ml A中加入2克C、0.5克D、2克E、0.003克F (溶解于水)和0.8克G，然后加入不同量的BJlj得到密度为1.1-1.18g/cm3的修井液(B 1在100ml A中加量与密度的关系见关系式1)，然后加入2.5克15% )和4.6克I，充分搅拌，放置30min得配好的堵漏型束缚水压井液，实际配置按这比例同比例放大。B1加量与密度关系式:y = 0.006x+0.999(1)式中:X 表示加量，g/100mly表示盐水溶液的密度，g/cm3修井液的性能:密度:1.1-1.17g/cm3，表面张力:29.07-31.94mN/m,防膨率:81.72-84.07%，在裂缝宽度为l_2mm时，封堵率为99.4%，承压强度彡7Mpa, 0.7Mpa压力下30分钟失水小于压井液的7.30% ;在室温下稳定时间多960小时，在80°C下稳定时间彡360小时。实施例2:密度为1.1-1.5g/cm3的堵本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种适用于中、高压油气井压井(修井)作业时保护储层的密度在1.1g/cm3‑2.0g/cm3之间的入井流体堵漏型高密度束缚水压井液，其特征在于：该压井液标号为I有以下组分组成：A：去离子水、B：加重剂、C：聚氧乙烯醚化合物渗透剂(JFC)、D：咪唑啉缓蚀剂、E：氯化钾、F：膦基马来酸‑丙烯酸共聚物防垢剂、G：亚硫酸钠、H：FM超级凝胶颗粒(H按粒径不同可分为H1：小于1mm的凝胶颗粒、H2：1‑3mm的凝胶颗粒、H3：3‑5mm的凝胶颗粒、H4：5‑8mm的凝胶颗粒、H5：8‑12mm的凝胶颗粒)、I：吸水树脂聚合物。其中各组分的加量均按占蒸馏水质量的百分比计算，C占2％，D占0.5％，E占2％，F占0.003‑0.005％，G占0.1‑0.8％、H占2.5‑4％，I占4‑5％，B的加量根据需要的密度而改变。

【技术特征摘要】

【专利技术属性】
技术研发人员：马喜平，马启睿，焦文超，贾剑平，郭晓丹，
申请(专利权)人：西南石油大学，
类型：发明
国别省市：四川;51