修井液及其制备方法和应用技术

本发明专利技术提供一种修井液及其制备方法和应用，所述修井液的质量百分比组成为：绒毛剂0.4％～0.8％、成层剂1.0％～2.0％、成核剂0.1％～0.3％、成膜剂0.2％～0.5％、除氧剂0.5％～1.0％、杀菌剂0.1％～0.2％、氯化钾3.0％～5.0％、高温稳定剂0.5％～1.0％、除硫化氢剂0.5％～1.0％、缓蚀剂0.1％～0.2％、防水锁剂0.5％～1.0％、助排剂0.5％～1.0％和水86％～93％，本发明专利技术提供的修井液，具有高稳定性，携砂性能好，助排能力强及对地层伤害小的性能，可有效对地层进行暂堵，解决了现有技术中通过降低修井液密度对低压低渗储层漏失井修井时仍然存在漏失现象的技术问题。

【技术实现步骤摘要】


本专利技术涉及一种油田助剂
，特别涉及一种低压低渗储层的修井液及其制备方法和应用。

技术介绍

修井是一项为恢复油气井正常生产或提高产能所进行的解除故障、完善井眼条件的工作，而在修井作业过程中所使用的工作液称为修井液，修井液能够保证施工安全作业及防止修井液向地层漏失，起到保护储层的作用，目前，修井液主要分为泡沫修井液体系、固相暂堵型修井液体系、胶液修井液体系、烃基修井液体系，凝胶型修井液和清洁盐水修井液。
对于低压低渗储层，裂缝性漏失大，油层能量亏损严重，在完井及修井作业中产生大量的液体漏失，不仅污染油层，还带来了重大的经济损失，目前针对低压低渗储层漏失井的修井作业，解决措施之一是降低修井液的密度，但采用降低密度的修井液在修井作业中效果不理想，仍然存在漏失现象，而且修井液密度降低后稳定性差、助排能力不强，对于地层的损害相对较大。

技术实现思路

本专利技术提供一种修井液，该修井液具有高稳定性，携砂性能好，助排能力强及对地层伤害小的性能，能有效的封堵漏失地层，解决了现有技术中通过降低修井液密度对低压低渗储层漏失井修井时仍然存在漏失现象的技术问题。
本专利技术还提供一种修井液的制备方法，该方法操作简单易于控制。
本专利技术还提供一种修井液在低压低渗储层修井中的应用，通过修井液可有效对地层进行暂堵，暂堵时间可满足施工要求，而且该修井液返排容易，减少了修井过程中修井液向底层漏失造成对地层损坏程度。
本专利技术提供一种修井液，所述修井液的质量百分比组成为：绒毛剂0.4％～0.8％、成层剂1.0％～2.0％、成核剂0.1％～0.3％、成膜剂0.2％～0.5％、除氧剂0.5％～1.0％、杀菌剂0.1％～0.2％、氯化钾3.0％～5.0％、高温稳定剂0.5％～1.0％、除硫化氢剂0.5％～1.0％、缓蚀剂0.1％～0.2％、防水锁剂0.5％～1.0％、助排剂0.5％～1.0％和水86％～93％。
本专利技术提供的修井液中，通过将绒毛剂、成层剂、成核剂、成膜剂、除氧剂、杀菌剂、氯化钾、高温稳定剂、除硫化氢剂、缓蚀剂、防水锁剂、助排剂和水混合形成一种绒囊修井液体系，该绒囊修井液体系中形成的囊泡具有良好的柔韧性，不易破碎，且均匀分布在连续相中，当囊泡吸附在裂缝表面后，通过囊泡的收缩或膨胀，减小了作用在地层流体的压力以及阻止、减缓流体漏失，当钻具活动时，囊泡会收缩膨胀，缓解压力，不会出现抽吸现象，因此该修井液可有效对地层进行暂堵，同时提高地层的承压能力，暂堵后可实施一系列的井下作业工序，如修理或更换井下设备、封窜射孔作业、处理井下复杂情况等作业工序，而且，该修井液密度可调，对井下钻具腐蚀小，防垢阻垢能力强，能保持井眼清洁，与储层以及原来井内所用工作液体系相配伍，可在一定程度上起到堵水作用，具有稳定性好，携砂性能好，助排能力强、对地层伤害小，有利于修井后的产量恢复，并提高油产量等特点。
在本专利技术的一个具体的实施方案中，所述绒毛剂由黄原胶、羟丙基胍胶与亚硫酸钠组成，且所述黄原胶、所述羟丙基胍胶与所述亚硫酸钠的质量比为8：2：3，所述绒毛剂可以稳定绒囊修井液体系中的绒囊，具有用量小、稳囊作用强的特点，同时绒毛剂具有调节绒囊修井液流型作用，因此，本专利技术中，所述绒毛剂不仅能够有效稳定绒囊修井液中绒囊，防止绒囊上浮出现的气液分层、体系不稳情况发生，且能够调节绒囊修井液流型，使绒囊修井液在高剪切速率下黏度较低，使绒囊修井液具有良好的流变性，有利于破岩；在低剪切速率下黏度较高，有利于携带岩屑，并且，该绒毛剂与一般修井液的其他处理剂配伍性良好，且该绒毛剂无毒、无害，是一种对环境污染较小的处理剂，在一个具体实施方案中，所述绒毛剂的水分含量≤15％，且所述绒毛剂配制成浓度为1.0％的水溶液后的pH值为6.0～7.0，表观粘度10～20mPa·s，绒囊稳定时间≥24h。
本专利技术的实施方案中，所述成层剂由羧甲基淀粉钠与聚阴离子纤维素组成，且所述羧甲基淀粉钠与所述聚阴离子纤维素的质量比为2：3。
本专利技术的实施方案中，所述成层剂的水分含量≤5％，且所述成层剂配制成1％水溶液后的pH值为8～10，表观粘度20～35mPa·s，在基液中加入成层剂后，基液的半衰期增加≥120min，其中按上述组分初步配好的未加入成层剂之前的液体称为基液，当向该基液中加入成层剂后，能够增加基液的半衰期。
本专利技术提供的修井液中，所述成核剂能够降低气液表面张力，包裹随机械作用进入体相内气体，能够有效在绒囊体系中充分形成气核，具有用量小、成核作用强的特点，还具有抗盐、抗钙能力强等特性。
本专利技术的实施方案中，所述成核剂是由十二烷基磺酸钠、聚氧乙烯辛基苯酚醚、十二烷基二甲基氧化胺和十二烷基硫酸三乙醇胺按质量比为1：2：1：3配制而成，本专利技术的一个具体实施方案中，所述成核剂的pH值为7.0～9.0，密度0.90～1.00g/cm3，在基液中加入所述成核剂后，基液的泡沫质量≥20％，基液半衰期增加≥120.0min，10％钠离子水泡沫质量≥50％，5％钙离子水泡沫质量≥50％，其中，按上述组分初步配好的未加入成核剂之前的液体称为基液，本专利技术提供的成核剂与一般修井液用的处理剂配伍性良好，且该成核剂无毒、无害，为一种对环境污染较少的处理剂，所述成核剂适用于小于等于120℃的温度环境。
本专利技术提供的修井液中，所述成膜剂能够有效降低气核与连续相间的表面张力，还能够在气核外形成包裹气核的高黏层，能够有效防止气核内气体逸出，保持气核稳定，提高绒囊强度。并且，本专利技术的成膜剂与一般修井液用处理剂配伍性良好，在本专利技术的一个具体实施方案中，所述的成膜剂由三乙醇胺、乙醇和十二醇组成，所述三乙醇胺、乙醇和十二醇的质量比为2：3：2。在本专利技术的实施方案中，所述成膜剂的pH值为5.0～7.0，密度0.7～1.0g/cm3，体积压缩率≥15％。
本专利技术的实施方案中，所述高温稳定剂用于保持修井液在温度升高的条件下保持原有性能(主要指流变性和滤失性)，在现有技术中，常用的高温稳定剂可以为磺化酚醛树脂及其改性物、铬酸盐类、磺化褐煤改性物、有机磺化聚合物类、含巯基的杂环化合物类以及能防止有机物在温度升高时发生氧化降解的还原剂等，本专利技术中，所述高温稳定剂为硬脂酸铅，所述高温稳定剂与常用的稳定剂相比其优点是：该体系可以在较高地层温度(最高120摄氏度)的井中使用。
本专利技术的修井液中，所述杀菌剂可以为甲醛，所述除氧剂用于除去修井液混合体系中的氧气，从而减少修井过程对设备的腐蚀，本专利技术中，所述除氧剂可以为ZC-L503山东海绵铁除氧剂；所述的缓蚀剂用于使水中不容物质增容，能够形成保护膜，从而减少腐蚀率，延长产品的寿命，本专利技术中，所述缓蚀剂可以为型号DM-401阻垢缓蚀剂；本专利技术中，所述防水锁剂能够增大液相与岩石表面的接触角，降低滞留液界面张力，能够加快排液速率，从而抑制或消除水锁伤害，其中，所述防水锁剂可以为低碳一元醇(甲醇)、醇醚(乙二醇单甲醚、乙二醇单丁醚)、非离子表面活性剂(烷基酚聚氧乙烯醚)、氟碳表面活性剂，本专利技术中，所述防水锁剂例如可以为型号SL-F防水锁剂；所述助排剂用于降低水的表面张力和油水间的界面张力，提高返速度和返排程度，最大限度地减小“水锁”现象，防止有机物堵塞，防止地层原油与本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种修井液，其特征在于，所述修井液的质量百分比组成为：绒毛剂0.4％～0.8％、成层剂1.0％～2.0％、成核剂0.1％～0.3％、成膜剂0.2％～0.5％、除氧剂0.5％～1.0％、杀菌剂0.1％～0.2％、氯化钾3.0％～5.0％、高温稳定剂0.5％～1.0％、除硫化氢剂0.5％～1.0％、缓蚀剂0.1％～0.2％、防水锁剂0.5％～1.0％、助排剂0.5％～1.0％和水86％～93％。

【技术特征摘要】
1.一种修井液，其特征在于，所述修井液的质量百分比组成为：绒毛剂
0.4％～0.8％、成层剂1.0％～2.0％、成核剂0.1％～0.3％、成膜剂0.2％～0.5％、
除氧剂0.5％～1.0％、杀菌剂0.1％～0.2％、氯化钾3.0％～5.0％、高温稳定剂
0.5％～1.0％、除硫化氢剂0.5％～1.0％、缓蚀剂0.1％～0.2％、防水锁剂0.5％～
1.0％、助排剂0.5％～1.0％和水86％～93％。
2.根据权利要求1所述的修井液，其特征在于，所述绒毛剂由黄原胶、
羟丙基胍胶与亚硫酸钠组成，且所述黄原胶、所述羟丙基胍胶与所述亚硫酸
钠的质量比为8：2：3。
3.根据权利要求2所述的修井液，其特征在于，所述绒毛剂的水分含量
≤15％，且所述绒毛剂配制成浓度为1.0％的水溶液后的pH值为6.0～7.0，表
观粘度10～20mPa·s，绒囊稳定时间≥24h。
4.根据权利要求1或3所述的修井液，其特征在于，所述成层剂由羧甲
基淀粉钠与聚阴离子纤维素组成，且所述羧甲基淀粉钠与所述聚阴离子纤维
素的质量比为2：3。
5.根据权利要求4所述的修井液，其特征在于，所述成层剂的水分含量
≤5％，且所述成层剂配制成1％水溶液后的pH值为8～10，表观粘度20～35
mPa·s。
6.根据权利要求1或3所述的修井液，其特征在于，所述成核剂是由十
二烷基磺酸钠、聚氧乙烯辛基苯酚醚、十二烷基二甲基氧化胺和十二烷基硫
酸三乙醇胺按质量比为1：2：1：3配制而成。
7.根据权利要求6所述的修井液，其特征在于，所述成核剂的pH值为
7.0～9.0，密度0.90～1.00g/cm3。
8.根据权利要求1或3所述的修井液，其特征在于，所述成膜剂由三乙
醇胺、乙醇和十二醇按质量比为2：3：2配制而成。
9.根据权利要求8...

【专利技术属性】
技术研发人员：温哲豪，李达，白建文，马得华，薛亚斐，张家富，衣德强，牟春国，傅鹏，朱更更，藤飞启，朱李安，贾建鹏，梁凌云，郑斌，崔云群，陈晓丽，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：北京;11