耐温180~200℃的高密度无固相完井液制造技术

本发明专利技术公开了一种耐温180～200℃的高密度无固相完井液，包括以质量分数计的32.6～60.5％溴化锌、0～36.8％氯化锌、0～9.6％氯化钙、0.1～0.2％次氮基三乙酸钠、0.4～2.0％丙炔胺盐酸盐、0.4～2.0％炔丙胺、0.05～0.2％氯化锑、3～5％pH调节剂、0.2～0.4％防膨剂、0.5～1.0％自由基清除剂和余量的水；该无固相完井液兼具配制高密高达2.045～2.355g/cm3、耐高温达到180～200℃、腐蚀速度低至＜0.075mm/a、低成本、及现场适应性强的优势，且室温下防膨率在93.1～96.7％，对地层渗透性及污染性小。小。

【技术实现步骤摘要】
耐温180～200
℃
的高密度无固相完井液


[0001]本专利技术涉及完井液
，特别涉及一种耐温180～200℃的高密度无固相完井液。

技术介绍

[0002]高温高压超深井在修井过程中，常使用高密度无固相完井液来平衡地层压力以保证施工安全及满足井控需求。
[0003]目前，高密度无固相完井液主要有两类：一个是卤化盐复配水溶液(如溴化锌、溴化钙等)，对常规油套管腐蚀严重，特别是高温环境下腐蚀尤其严重，溴化锌水溶液需要和特殊抗腐蚀性材质的油套管配合使用(如Cr13材质表面带有钝化膜具有防腐功能)，造成配套的油套管成本极高；另一个是甲酸盐复配水溶液 (如甲酸钾、甲酸铯等)，因其呈碱性而对金属管柱腐蚀性小，在国外油气田获得较好工业化应用，但成本极其昂贵。
[0004]霍宝玉等人开发了一种抗高温有机酸盐完井液，其采用甲酸钠或甲酸钾复合盐为加重剂，密度范围1.3
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1.5g/cm3，160℃下对P110钢的腐蚀速率低于0.05mm/a (霍宝玉，成挺，张晓崴，王光平，刘大海，抗高温有机酸盐完井液研究，油田化学[J].2013,30(4):500
‑
504)。叶艳等人报道了一种高密度甲酸钾饱和盐水磺化钻井液体系，该体系能够抵抗160
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180℃高温，密度在2.2g/cm3以上，抑制性远强于常用无机盐钻井液，润滑性良好，抗盐至饱和、抗钙达800
‑
1000mg/L，还可循环利用(叶艳，安文华，尹达，赵珊珊，梁红军，卢虎，李磊，高密度甲酸盐钻井液配方优选及其性能评价[J].钻井液与完井液，2014,31(1):37
‑
39,43)，但该体系配方中还含有膨润土、重晶石等固相成分，对地层渗透性有伤害，不适合在修井过程中作为完井液使用。
[0005]为了解决上述现有技术存在的问题，同时满足随着我国深井、超深井(如在塔里木油田)的勘探开发，要求现场具有可操作性的无固相完井液应具有高密度、耐高温、低伤害、相对低成本等特性要求，有必要开发一种密度范围在2.04～2.35 g/cm3、耐温达到180～200℃的无固相完井液。

技术实现思路

[0006]本专利技术的目的是提供一种克服了常规无固相完井液不能同时兼具耐高温 (180～200℃)、高密度(2.04～2.35g/cm3)、低腐蚀(＜0.075mm/a)、低成本等特性缺陷及现场适应性差的问题的耐温180～200℃的高密度无固相完井液。
[0007]为此，本专利技术技术方案如下：
[0008]一种耐温180～200℃的高密度无固相完井液，包括以质量分数计的 32.6～60.5％溴化锌、0～36.8％氯化锌、0～9.6％氯化钙、0.1～0.2％次氮基三乙酸钠、 0.4～2.0％丙炔胺盐酸盐、0.4～2.0％炔丙胺、0.05～0.2％氯化锑、3～5％pH调节剂、 0.2～0.4％防膨剂、0.5～1.0％自由基清除剂和余量的水。
[0009]优选，pH调节剂为乙醇胺、二乙醇胺、三乙醇胺或氨水。
[0010]优选，防膨剂为二甲基二烯丙基氯化铵。
[0011]优选，自由基清除剂为抗坏血酸、抗坏血酸钠、亚硫酸钠或硫代硫酸钠。
[0012]与现有技术相比，该耐温180～200℃的高密度无固相完井液采用溴化锌为主剂，可选择性地部分替换为氯化锌和/或氯化钙以降低成本，形成具有密度范围 2.04～2.35g/cm3的完井液，同时，通过将次氮基三乙酸钠、丙炔胺盐酸盐、炔丙胺、pH调节剂和自由基清除剂按一定比例进行复配后形成抗腐蚀体系，并辅以氯化锑作为抗腐蚀体系的高温稳定剂，与溴化锌配合使用有效克服常规高密度溴化锌及复配盐完井液对常规油套管腐蚀严重(特别是中高温环境下)及需要和特殊抗腐蚀性材质的油套管(譬如Cr13材质油套管表面带有钝化膜具有防腐功能) 才能实现防腐的目的，成本降低至少20％，且对常规P110材质油套管的低腐蚀性(＜0.075mm/a)，耐温温度高达180～200℃；此外，该高密度完井液所有组分配伍性好，为无固相均一水溶液，与地层水配伍性好，且防膨率不小于93％，对常规地层甚至粘土性地层伤害低。
具体实施方式
[0013]下面结合具体实施例对本专利技术做进一步的说明，但下述实施例绝非对本专利技术有任何限制。以下实施例中所用组分均采用市售产品。
[0014]实施例1
[0015]将0.1g次氮基三乙酸钠、5g氨水、32.6g溴化锌、36.8g氯化锌、9.6g氯化钙依次加入13.15g清水中，搅拌均匀至完全溶解，分别加入1g丙炔胺盐酸盐、 1g炔丙胺、0.05g氯化锑、0.2g二甲基二烯丙基氯化铵、0.5g抗坏血酸钠，并逐一搅拌均匀至完全溶解，得到黄色高密度无固相完井液。
[0016]实施例2
[0017]将0.2g次氮基三乙酸钠、3g三乙醇胺、60.5g溴化锌依次加入33.9g清水中，搅拌均匀至完全溶解，分别加入0.4g丙炔胺盐酸盐、0.4g炔丙胺、0.2g氯化锑、 0.4g二甲基二烯丙基氯化铵、1g硫代硫酸钠，并逐一搅拌均匀至完全溶解，得到黄色高密度无固相完井液。
[0018]实施例3
[0019]将0.15g次氮基三乙酸钠、4g氨水、42.3g溴化锌、28.5g氯化锌、3.8g氯化钙依次加入16.05g清水中，搅拌均匀至完全溶解，分别加入2g丙炔胺盐酸盐、 2g炔丙胺、0.1g氯化锑、0.3g二甲基二烯丙基氯化铵、0.8g亚硫酸钠，并逐一搅拌均匀至完全溶解，得到黄色高密度无固相完井液。
[0020]性能测试：
[0021]对实施例1～3制备的高密度无固相完井液进行如下性能评价：pH值测定、密度测定、配伍性实验、防膨率测定、腐蚀性评价实验。
[0022]其中密度测试为在室温下用比重瓶测定实施例1
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3制得的完井液密度；腐蚀速率采用高温高压腐蚀测试仪进行检测，实验钢片材质为P110，尺寸为 50mm
×
30mm
×
8.5mm，实验条件：温度180
‑
200℃、压力20MPa、实验时间7天，实验方法按照NACE RP
‑
0775
‑
99《油田生产中腐蚀挂片的准备和安装以及试验数据的分析》；防膨率按照SY/T 5971
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2016《油气田压裂酸化及注水用黏土稳定剂性能评价方法》进行测试。
[0023]表1：
[0024][0025]从表1的测试结果表明，实施例1～3制备的无固相高密度完井液溶解好，透明，无沉淀，配伍性好；pH值为5～6，密度可达2.045～2.355g/cm3，耐温180～200℃，其中，在180℃及20MPa环境下P110钢片腐蚀速率在0.0335～0.0586mm/a，200℃及20MPa下P110钢片腐蚀速率在0.0523～0.0746mm/a，均为轻度腐蚀。
[0026]可见，本申请的无固相高密度完井液克本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种耐温180～200℃的高密度无固相完井液，其特征在于，包括以质量分数计的32.6～60.5％溴化锌、0～36.8％氯化锌、0～9.6％氯化钙、0.1～0.2％次氮基三乙酸钠、0.4～2.0％丙炔胺盐酸盐、0.4～2.0％炔丙胺、0.05～0.2％氯化锑、3～5％pH调节剂、0.2～0.4％防膨剂、0.5～1.0％自由基清除剂和余量的水。2.根据权利要求1...

【专利技术属性】
技术研发人员：邹鹏，张世林，张曙光，黄其，张龙，李楠，邵俊龙，刘泽宇，黄峰，解同川，曹宁，李博，胡冬冬，
申请(专利权)人：中国石油集团渤海钻探工程有限公司，
类型：发明
国别省市：