一种无固相高密度压井液制造技术

本发明专利技术公开了一种无固相高密度压井液，该无固相高密度压井液包括：除氧剂、缓蚀剂、复合盐加重剂、结晶抑制剂、防水锁剂及水；其中，所述无固相高密度压井液中各组分的质量百分比为：所述除氧剂0.1～0.5％，所述缓蚀剂0.5～3.0％，所述复合盐加重剂40～70％，所述结晶抑制剂5～15％，所述防水锁剂0.1～1.5％，其余为水；所述防水锁剂由全氟辛基羧酸聚氧乙烯醚、烷基酚聚氧乙烯醚、甲醇或乙醇复合而成。上述技术方案中，通过提供一种无固相高密度压井液具有：无固相存在、体系粘度低、抗腐蚀能力强、生物毒性小、储层配伍性好、现场配制简单快捷的优点，解决了现有技术中常规压井液储层配伍性差、热稳定性差、对压井液密度二次调整时发生结晶结块及固相存在对近井储层造成二次伤害的技术问题，提高了压井液的综合性能。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及化学
，特别涉及一种无固相高密度压井液。
技术介绍
目前，随着我国海洋石油勘探开发规模的不断扩大，中海油渤海油田、中石油(冀东油田、辽河油田、大港油田)、中石化胜利油田等逐年增大渤海湾区块的勘探力度，新的高温、高压深井越来越多，其试油作业需求也越来越大。同时，进入开采中后期的老区块开发井，如大港油田埕海一区、埕海二区等等，对修井作业(井下作业、油井大修)的需求量也越来越大。新勘探区块的已完钻井中，如大港滨海区块、冀东油田NP403×1区块等，大都存在储藏埋深大、地层压力系数高(1.05～1.50)、储层温度高(110℃～155℃)、孔渗低、储层物性差等储层特征，可是，在新勘探井试油及老井修井作业过程中，常规压井液存在储层配伍性差、热稳定性差、对压井液密度二次调整时发生结晶结块及固相存在对近井储层造成二次伤害的问题。
技术实现思路
本专利技术实施例提供一种无固相高密度压井液，用于解决现有技术中常规压井液存在的储层配伍性差、热稳定性差、对压井液密度二次调整时发生结晶结块及固相存在对近井储层造成二次伤害的技术问题。本申请实施例提供一种无固相高密度压井液，包括：除氧剂、缓蚀剂、复合盐加重剂、结晶抑制剂、防水锁剂及水；其中，所述无固相高密度压井液中各组分的质量百分比为：所述除氧剂0.1～0.5％，所述缓蚀剂0.5～3.0％，所述复合盐加重剂40～70％，所述结晶抑制剂5～15％，所述防水锁剂0.1～1.5％，其余为水；所述防水锁剂由全氟辛基羧酸聚氧乙烯醚、烷基酚聚氧乙烯醚与甲醇或乙醇复合而成。可选的，所述无固相高密度压井液中各组分的质量百分比为：所述除氧剂0.1～0.2％，所述缓蚀剂0.5～3.0％，所述复合盐加重剂40～50％，所述结晶抑制剂5～8％，所述防水锁剂0.1～0.5％，其余为水。可选的，所述无固相高密度压井液中各组分的质量百分比为：所述除氧剂0.2～0.3％，所述缓蚀剂0.5～3.0％，所述复合盐加重剂50～60％，所述结晶抑制剂8～10％，所述防水锁剂0.5～1.0％，其余为水。可选的，所述无固相高密度压井液中各组分的质量百分比为：所述除氧剂0.3～0.5％，所述缓蚀剂0.5～3.0％，所述复合盐加重剂60～70％，所述结晶抑制剂10～15％，所述防水锁剂1.0～1.5％，其余为水。可选的，所述复合盐加重剂具体为：甲酸钾、甲酸铯的混合物。可选的，所述结晶抑制为：氨基多羧酸盐。可选的，所述除氧剂具体为：硫代硫酸钠和硫脲的复配物，复配比例为1：3。可选的，所述缓蚀剂具体为：曼尼希碱与氯化2-烷基-1-咪唑啉-1-苄基铵脂肪酸盐的复合物，或者，曼尼希碱与N-聚氧乙烯-2-胺乙基-咪唑啉-1-苄基铵脂肪酸盐的复合物。本申请实施例中的上述一个或多个技术方案，至少具有如下技术效果：本申请实施例提供的一种无固相高密度压井液具有：无固相存在、体系粘度低、抗腐蚀能力强、生物毒性小、储层配伍性好、现场配制简单快捷等优点，解决了现有技术中常规压井液储层配伍性差、热稳定性差、对压井液密度二次调整时发生结晶结块及固相存在对近井储层造成二次伤害的技术问题，有利于保护油气储层，避免地层外来流体对储层的二次伤害，同时可有效保证油气井试油测试、修井过程中的顺利实施压井作业。具体实施方式在本申请实施例提供的技术方案中，提供一种无固相高密度压井液，该压井液具有如下显著特点：无固相存在、体系粘度低、抗腐蚀能力强、生物毒性小、储层配伍性好、现场配制简单快捷。利于保护油气储层，避免地层外来流体对储层的二次伤害，同时可有效保证油气井试油测试、修井过程中的顺利实施压井作业。下面对本申请实施例技术方案的主要实现原理、具体实施方式及其对应能够达到的有益效果进行详细的阐述。实施例本申请实施例提供一种无固相高密度压井液，包括：除氧剂、缓蚀剂、复合盐加重剂、结晶抑制剂、防水锁剂及水，其中，各组分的质量百分含量为：除氧剂0.1～0.5％、缓蚀剂0.5～3.0％、复合盐加重剂40～70％、高效结晶抑制剂5～15％、防水锁剂0.1～1.5％，其余为水，各组分质量百分比之和为100％。该无固相高密度压井液中：除氧剂可以为硫代硫酸钠和硫脲的复配物，复配比例为1：3，此处的复配比例指重量比；缓蚀剂可以为曼尼希碱与氯化2-烷基-1-(N-聚氧乙烯-2-胺乙基)咪唑啉-1-苄基铵脂肪酸盐的复合物，该缓蚀剂在160℃下，金属腐蚀速率≤0.067mm/a；复合盐加重剂可以为甲酸钾、甲酸铯的混合物；高效结晶抑制可以为氨基多羧酸盐；高效防水锁剂可以为全氟辛基羧酸聚氧乙烯醚、烷基酚聚氧乙烯醚与甲醇或乙醇复配而成。0.5％加量(质量比)、30℃条件下，表面张力≤25.0mN/m，界面张力≤0.8mN/m。本申请实施例提供的上述无固相高密度压井液的优点及有益效果：(1)无固相存在，密度1.50-1.80g/cm3可调节；(2)体系粘度低；(3)抗腐蚀能力强；(4)生物毒性小；(5)储层配伍性好；(6)现场配制简单快捷。该压井液利于保护油气储层，避免地层外来流体对储层的二次伤害，同时可有效保证油气井试油测试、修井过程中的顺利实施压井作业。下面通过3个距离实例，对本申请实施例提供一种无固相高密度压井液及其性能进行详细说明：实例1：该无固相高密度压井液的组分及其质量百分含量为：除氧剂0.1～0.2％、缓蚀剂0.5～3.0％、复合盐加重剂40～50％、高效结晶抑制剂5～8％、防水锁剂0.1～0.5％，其余为水，各组分重量百分比之和为100％。该实例1提供的一种无固相高密度压井液适用于低孔低渗、井温≤150℃、地层压力系数为1.5～1.6g/cm3储层试油测试、修井。实例2：该无固相高密度压井液的组分及其质量百分含量为：除氧剂0.2～0.3％、缓蚀剂0.5～3.0％、复合盐加重剂50～60％、高效结晶抑制剂8～10％、防水锁剂0.5～1.0％，其余为水，各组分重量百分比之和为100％。该实例2提供的一种无固相高密度压井液适用于低孔低渗、井温150～165℃、地层压力系数为1.6～1.7g/cm3储层试油测试、修井。实例3：该无固相高密度压井液的组分及其质量百分含量为：除氧剂0.3～0.5％、缓蚀剂0.5～3.0％、复合盐加重剂60～70％、高效结晶抑制剂10～15％、防水锁剂1.0～1.5％，其余为水，各组分重量百分比之和为100％。该实例3提供的一种无固相高密度压井液适用于低孔低渗、井温165～180℃、地层压力系数为1.7～1.8g/cm3储层试油测试、修井。上述实施例提供的一种无固相高密度压井液的性能优点及有益效果，从如下测试结果表明。一、一种无固相高密度压井液的表观粘度性能评价试验测试了实例1～3提供的一种无固相高密度压井液的表观粘度性能。表1、一种无固相高密度压井液的表观粘度从如上实本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种无固相高密度压井液，其特征在于，包括：除氧剂、缓蚀剂、复合盐加重剂、结晶抑制剂、防水锁剂及水；其中，所述无固相高密度压井液中各组分的质量百分比为：所述除氧剂0.1～0.5％，所述缓蚀剂0.5～3.0％，所述复合盐加重剂40～70％，所述结晶抑制剂5～15％，所述防水锁剂0.1～1.5％，其余为水；所述防水锁剂由全氟辛基羧酸聚氧乙烯醚、烷基酚聚氧乙烯醚与甲醇或乙醇复合而成。

【技术特征摘要】
1.一种无固相高密度压井液，其特征在于，包括：
除氧剂、缓蚀剂、复合盐加重剂、结晶抑制剂、防水锁剂及水；
其中，所述无固相高密度压井液中各组分的质量百分比为：所述除氧剂
0.1～0.5％，所述缓蚀剂0.5～3.0％，所述复合盐加重剂40～70％，所述结晶抑制
剂5～15％，所述防水锁剂0.1～1.5％，其余为水；所述防水锁剂由全氟辛基羧酸
聚氧乙烯醚、烷基酚聚氧乙烯醚与甲醇或乙醇复合而成。
2.如权利要求1所述的无固相高密度压井液，其特征在于，所述无固相
高密度压井液中各组分的质量百分比为：所述除氧剂0.1～0.2％，所述缓蚀剂
0.5～3.0％，所述复合盐加重剂40～50％，所述结晶抑制剂5～8％，所述防水锁剂
0.1～0.5％，其余为水。
3.如权利要求1所述的无固相高密度压井液，其特征在于，所述无固相
高密度压井液中各组分的质量百分比为：所述除氧剂0.2～0.3％，所述缓蚀剂
0.5～3.0％，所述复合盐加重剂50～60％，所述结晶抑制剂8～10％，所述防水锁

【专利技术属性】
技术研发人员：郝志伟，宋有胜，王宇宾，徐鸿志，赵文娜，张明锋，邓君宇，刘小攀，张鹏远，叶松滨，
申请(专利权)人：中国石油天然气集团公司，中国石油集团海洋工程有限公司，中国石油集团工程技术研究院，
类型：发明
国别省市：北京;11