[发明专利]一种高密度束缚水压井液

说明书

技术领域

本发明涉及一种适用于中、高压油气井压井(修井)作业时保护储层的密度在1.1g/cm³-2.0g/cm³之间的入井流体高密度束缚水压井液。

背景技术

国内油气田对于高压气井作业所用的修井液，主要分为盐水压井液体系、固相暂堵压井液体系及泥浆等，各种方法都有一定的优缺点。聚合物固相盐水压井修井液的优点是进入地层的滤失少，带砂性能好，但对既有裂缝又有孔隙、构造非均质的低孔低渗地层，固相伤害大，水锁伤害严重，不容易返排。采用常规的水基修井液返排容易，而缺点是：滤失大、对地层伤害大，特别是粘土含量比较高的井，水锁伤害严重，同时造成粘土膨胀、腐蚀以及与地层水相遇产生垢而堵塞地层等问题。泥浆改进型的压井修井液因为固相含量高，对地层伤害相对大。油基型压井液成本高，不适合于气层，并且容易发生乳化伤害等问题。

采用目前的压井液体系用于油气井修井作业，效果较差，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。

发明内容

本发明的目的是研制一种适合于高压油气井的压井液体系，以保护油气井储层不受到污染。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)和加重剂、助排剂，其技术指标要求：密度达到1.1g/cm³-2.0g/cm³；束缚水压井液能束缚本身重量15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40mN/m；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105℃、稳定时间长。

本发明所述的高密度束缚水压井液选择在水中完全溶解的盐NaCl、CaCl₂、CaBr₂或ZnCl₂为加重剂，使加重后的水的密度达到1.1g/cm³-2.0g/cm³，加入水重量2％的非离子表面活性剂聚氧乙烯醚化合物渗透剂(JFC)来降低压井液的表面张力。使盐水表面张力小于40mN/m；加入水重量0.5％的咪唑啉缓蚀剂来防止腐蚀；加入水重量2％的氯化钾来防止粘土膨胀，使盐水的防膨率大于80％(离心法)；加入水重量0.003％-0.005％的膦基马来酸-丙烯酸共聚物或者次膦酸基聚丙烯酸防垢剂来防止压井液与地层水相遇后垢的形成；加入具有高吸水性的树脂聚合物(这种聚合物是以N，N-亚甲基双丙烯酰胺作为交联剂，以过硫酸铵、亚硫酸氢钠为引发剂，以丙烯酸、丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2甲基丙磺酸钠为单体进行共聚合而成的)，它在由NaCl、CaCl₂、CaBr₂或ZnCl₂，JFC，咪唑啉，氯化钾，膦基马来酸-丙烯酸共聚物或者次膦酸基聚丙烯酸组成的液体每20-25方液体中加入1吨，它能束缚本身重量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。使在0.7Mpa压力下30分钟失水小于36ml占压井液的9.73％；在室温下稳定时间≥30天，在80℃下稳定时间≥5天。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1.1g/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。

该发明在新疆油田公司采气一厂五2东区WU5001井(油)、克302(气)井和红024井维修作业中进行了应用，修后三口井的产量回复到了修前的水平，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1.1-1.18g/cm³的高密度束缚水压井液的配制

在100ml水中加入2克KCl、2克JFC，0.5克咪唑啉缓蚀剂和0.005克的膦基马来酸-丙烯酸共聚物(溶解于水)，然后加入不同量的NaCl则得到密度为1.1-1.18g/cm³的修井液(NaCl在100ml水中加量与密度的关系见关系式1)，然后加入4.6g束缚水用聚合物，充分搅拌，放置30min得配好的束缚水压井液，实际配置按这比例同比例放大。

NaCl加量与密度关系式：

y＝0.006x+0.999      (1)

式中：