新型低密度微泡沫防漏修井液技术.pdf

1、第 30 卷 第 1 期 2013 年 1 月Vol.30 No.1Jan.2013钻 井 液 与 完 井 液DRILLING FLUID&COMPLETION FLUID【理论研究与应用技术】新型低密度微泡沫防漏修井液技术董军，樊松林，郭元庆，杨小平，周小平（大港油田石油工程研究院，天津）董军等.新型低密度微泡沫防漏修井液技术 J.钻井液与完井液，2013，30（1）：22-25.摘要针对低压易漏油藏修井作业的需要，研究出一套新型的低密度微泡沫修井液，体系由新型发泡剂、活性剂、复合稳泡剂等处理剂配制而成，其中的微泡具有一核、两膜、三层的结构，稳定性较高。性能评价结果表明，该微泡沫防漏修井液抗

2、温达 130，抗压达 10 MPa，API 滤失量仅为 10.3 mL，高温高压滤失量仅为 15.6 mL，抗盐可达 10%，抗钙可达 3%，抗油污在 15%以上，岩心渗透率恢复率在 89%以上，该修井液不仅可以降低液柱压力，减小压差，而且形成的微泡在漏失区域大小分布广泛，具有一定的强度和韧性及可变形性，能够自匹配漏失通道，从而达到防漏的目的。该技术在现场应用 5 井次，有效率为 100%，平均每口井恢复率为 133.8%，平均每口井恢复期缩短 1.6 d，油层保护效果明显，可用于易发生严重漏失的低压油藏的修井作业。关键词低密度修井液；微泡沫修井液；防漏；发泡剂；稳泡剂中图分类号：TE254.

3、3文献标识码：A文章编号：1001-5620（2013）01-0022-04大港油田近年来由于作业过程中流体漏失所造成施工困难、油层污染等难题日益普遍，带来了重大的经济损失。为达到封堵效果，在可循环泡沫钻井液1基础上，通过添加高效发泡剂2及稳泡剂3，使其能够形成具有特殊结构的微泡状材料4，该微泡具有可变形性，能够自匹配各种漏失通道，而且还具有一定的抗压、抗温能力5。1微泡沫防漏修井液体系的研制1.1高效发泡剂的优选根据各种表面活性剂的分子结构及其产生微泡的表观形态、稳定性，对若干种发泡剂进行了筛选，结果见表 1。从表 1 可知，非离子型发泡剂6发泡量低，半衰期很短，其次是阳离子型发泡剂；两性离

4、子型与阴离子型发泡剂发泡量大，半衰期长，气泡较稳定。由于两性离子型发泡剂生产成本远高于阴离子发泡剂，因此选用阴离子发泡剂。通过进一步评价 SAS 的抗盐性，发现 SAS 的抗盐性较差，在 2%氯化钾盐水中几乎不起泡，且半衰期极短。因此需要解决阴离子型发泡剂的抗盐性问题。一般而言，阳离子型发泡剂发泡量低但抗盐性好，因此可以采用阴离子与阳离子型发泡剂复配或者阴离子型发泡剂与阳离子活性剂复配来提高体系的抗盐性。在 2%氯化钾盐水中对 2 种复配体系的发泡性能进行了评价，结果见表 2。表 2 结果表明，采用 SAS 与 SABS 活性剂复配使用后，其在盐水中的发泡量达到了 495 mL，半衰期达到了

5、406 s。表 1几种发泡剂的性能参数起泡剂V/mLt1/2/s微泡表观特征2%SAS650450微小，均匀2%十六烷基磺酸钠500400较小，均匀2%辛胺450149细小，均匀2%十二胺400188细小，均匀2%十六胺410261细小，均匀2%辛基磷酸酯450246细小，均匀2%十二烷基磷酸酯460282细小，均匀2%辛醇43070细小，均匀2%月桂醇44588细小，均匀基金项目：大港油田公司课题“保护油气层修井液技术研究与应用”（75k000041）。第一作者简介：董军，工程师，1983 年生，毕业于青岛科技大学，主要从事油层保护技术的研究与服务工作。地址：天津市大港油田石油工程研究院油保

6、中心；邮政编码 300280；电话（022）25919404/13672159175；E-mail：。董军等：新型低密度微泡沫防漏修井液技术第 30 卷 第 1 期23表 2复配型发泡剂的抗盐性能起泡剂V/mLt1/2/s微泡表观特征2%SAS13060气液分层1%SAS+1%SABS 活性剂495406微小，均匀1%SAS+1%十二胺410180微小，均匀1.2高效稳泡剂的研制高效稳泡剂的研制思路：通过表面活性剂间的协同效应增加活性分子间的吸附强度，通过大分子物质的水合效应增加体系的悬浮稳定性，通过流度控制技术增加微泡液膜强度和厚度，最终形成复配型高效稳泡剂。各种稳泡剂对微泡稳定性的影响如表

7、 3 所示。可以看出，稳泡剂 X 的发泡量较大，半衰期最长，微泡最稳定。表 3不同稳泡剂加量对微泡沫稳定性的影响稳泡剂V泡沫/mLt1/2/s泡沫表观特征0.3%稳泡剂 C2903.1微小，均匀0.4%稳泡剂 C2603.5微小，均匀0.5%稳泡剂 C2304.0微小，均匀0.3%稳泡剂 M1702.8微小，均匀0.4%稳泡剂 M1303.0微小，均匀0.3%稳泡剂 P5000.5微小，均匀0.4%稳泡剂 P4500.6微小，均匀0.5%稳泡剂 P3800.7微小，均匀0.3%稳泡剂 X4003.3微小，均匀0.4%稳泡剂 X3503.8微小，均匀0.5%稳泡剂 X3004.5微小，均匀将具有

8、高分子量且具有一定降失水作用的稳泡剂 H 与稳泡剂 X 复配使用并添加适当黏度保持剂，配成所需体系，并对体系的稳定性进行了评价，实验结果见表 4。表 4 表明，放置 48 h 后微泡沫体系和密度仍然保持在 0.89 g/cm3以下。表中配方如下。1#（1%1.5%）稳泡剂 H+0.6%稳泡剂 X+0.4%复配发泡剂+0.6%硫脲进行了高温稳定性评价，体系经 130 热滚后，度仍保持在 0.89 g/cm3，热滚后搅拌 5 min，密度又恢复热滚前水平，且体系仍保持较好的流变性，见表 5，说明该体系具有较好的抗温性。1.3体系的配制在 100 mL 清水中依次加入 1.0%1.5%稳泡剂 H、0

9、.6%稳泡剂 X、0.2%发泡剂 SAS、0.2%活性剂以及其他助剂，用高速变频无极调速搅拌机在10000 r/min 下搅拌 30 min，配成低密度微泡修井液。表 4微泡沫体系 1#在常温下的稳定性t放置/h/g/cm3泡沫表观特征t放置/h/g/cm3泡沫表观特征00.85微小，均匀240.86微小，均匀120.85微小，均匀480.89轻微分层表 5微泡沫体系的高温流变性条件/g/cm36/3AV/mPasPV/mPasFL/mL常温0.8615/1422.01110.3130、12 h*0.8914/1121.5616.3130、12 h*0.8517/1523.01015.6注：*

10、热滚后；*热滚后搅拌 5 min。2体系的封堵机理研究微泡包裹着气体，气体外围包裹密实层，密实层外似乎长满了毛发，整体看像是长满了毛发的气囊，见图1。分析认为该微泡结构为一核、二膜、三层。被包裹的气体处在整个微泡的中心，因此把它称为“气核”。密实层由内外两侧的表面活性剂亲水端的水化作用以及亲水端与聚合物高分子的缔合作用形成的，黏度远远高于液相黏度，称为“增黏水层”。增黏水层内侧的表面活性剂亲油基向内紧密排列成膜，主要是用来降低气液表面张力，称为“内表面张力降低膜”。增黏水层的外侧表面活性剂亲油基向外紧密排列成膜，用来维持增黏水层的高黏度，称之为“外表面张力降低膜”。外表面张力外侧是“扩散双电层

11、”，扩散双电层外侧是由聚合物大分子物质以及表面活性剂分子形成的没有固定厚度的松散层，称之为“过渡层”。微泡结构与普通泡沫差距很大，普通的泡沫外壳较薄，没有过渡层，且聚集在一起，不稳定。图1微泡沫的微观结构示意图和微泡（400 倍）形态图242013 年 1 月钻井液与完井液针对低压油气井，该体系不仅可以降低液柱压力，减小压差，而且微泡在漏失区域能够大小分布广泛，且具有一定的强度和韧性，同时具有可变形性，以自匹配漏失通道，从而达到防漏的目的。遇到比微泡尺寸大得多的渗流通道时，微泡膨胀封堵，或堆积成横放的圆锥状，将修井液液柱压力分解成树枝状，使压差相对减小，控制流体进一步漏失。遇到与微泡尺寸接近的

12、漏失通道时，微泡被低压漏失层吸入时拉长，增加流入的阻力，控制流体进一步漏失。遇到比微泡尺寸小得多的漏失通道时，聚合物吸附地层表面形成高黏度薄膜，封堵漏失地层。3微泡沫防漏修井液综合性能评价3.1流变性室内评价了微泡沫防漏修井液的基础指标，其配方如下。2%KCl 盐水+0.5%0.6%稳泡剂 X+1.5%稳泡剂 H+0.4%复合发泡剂+0.05%杀菌剂+0.5%除氧剂该修井液的密度为0.85 g/cm3，API滤失量较低，为 10.3 mL/30 min，表观黏度为 29.6 mPas，塑性黏度为20 mPa s，动切力为9.6 Pa，流性指数为0.585，稠度系数为 532.1 mPasn。研

13、究表明，该流体为假塑性流体，具有很好的剪切稀释性，触变性强，有利于悬浮固相颗粒，黏度适中，满足现场施工要求。3.2热稳定性从高温悬浮性、高温滤失性和黏温曲线（见图2）3 方面评价了该微泡沫防漏修井液的热稳定性。配方在 90、3.5 MPa 下的滤失量为 15.6 mL/30 min，无明显分层现象，表明配方在 90 下性能良好。从图 2 可以看出，在 90110 之间，黏度不仅没有下降，且有了明显的上升，几乎回到了初始黏度，表明配方可以在 110 下处于良好工作状态，说明热稳定性良好。图 2微泡沫体系黏温曲线图3.3防漏能力评价3.3.1砂床防漏能力用 密 度 为 0.85 g/cm3的 微

14、泡 沫 体 系 封 堵0.280.45 mm 的砂粒，加回压 0.5 MPa 模拟地层压力，并缓慢加驱压至 2 MPa，静止 20 min 无漏出，并测量润湿段长度。实验测得该微泡沫体系的侵入深度仅为 3.1 cm，体现了良好的封堵效果。3.3.2岩心封堵能力用密度为 0.85 g/cm3的微泡沫体系，封堵渗透率在 5010-350010-3 m2范围内的岩心，并缓慢加压至 10 MPa，静止 0.5 h，测得微泡沫体系侵入深度最高仅为 3.15 cm，见图 3。图 3微泡沫体系侵入不同渗透率岩心深度对比图3.4抗污染能力由于研制的微泡沫体系应用于地层时，不可避免地会接触地层污水、原油、盐水等

15、，为此要求该体系有一定的抗污染能力。进行了该体系的抗盐、抗钙、抗油污能力实验，结果见表 6表 8。表 6微泡沫防漏修井液的抗盐性能NaCl/%/g/cm3微泡质量NaCl/%/g/cm3微泡质量00.840 0微小均匀80.876 6微小均匀10.845 6微小均匀100.899 8略微增大50.852 5微小均匀表 7微泡沫防漏修井液的抗钙性能CaCl2/%/g/cm3微泡质量NaCl/%/g/cm3微泡质量00.835 6微小均匀30.895 0微小均匀10.871 6微小均匀40.950 0较大20.892 6微小均匀50.950 0较大表 6 结果表明，当 NaCl 加量达到 10%时

16、，体系密度仍维持在 0.9 g/cm3，且微泡体积略有增大，董军等：新型低密度微泡沫防漏修井液技术第 30 卷 第 1 期25说明该微泡沫体系抗盐性较好，抗盐可达 10%以上。表 7 结果表明，当 CaCl2加量超过 3%时，体系密度下降较大，且微泡体积明显增大，因此该微泡沫体系抗钙可达 3%。表 8 结果表明，当加入煤油后，对体系中的微泡没有影响，反而因为煤油的加入，使体积增大，当加入煤油量达 15%时，体系微泡微小均匀，室内静止 1 d 后，外观没有变化，说明该微泡沫体系抗油可达 15%以上。表 8微泡沫防漏修井液的抗油污染性能煤油/%/（g/cm3）微泡质量00.829 2微小均匀30.

17、829 2微小均匀60.828 1微小均匀90.816 8微小均匀120.819 9微小均匀150.818 8微小均匀3.5岩心损害评价该配方所用基液为 KCl 溶液，与地层水配伍性好，且配方滤失量低，可防止基液过多进入地层。而且微泡本身还具有较强的清洗能力，能清除井筒内的杂质和油污，具有较好的油层保护特性，见表 9。从表 9 可以看出，岩心渗透率恢复率在 89%98%之间，表明配方具有较好的油层保护效果。表 9微泡沫体系的岩心损害评价实验岩心号所属区块K0/10-3 m2Kd/10-3 m2渗透率恢复值/%1#王官屯125.698 6112.367 689.392#王官屯283.786 82

18、66.785 894.003#枣园383.896 9378.867 998.694现场应用截止到目前，该微泡技术在官 8-1-1、官 7-28、官 27-46、官 33-58、枣 74-16 井等 5 口低压冲砂井进行了应用，平均每口井的恢复率为 133.8%，平均恢复期为 2 d，平均每口井缩短恢复期为 1.6 d，油层保护效果明显，见表 10。下面以官 8-1-1 井为例介绍施工情况。该井是王官屯油田官 80 断块的一口抽油井，正常生产时地层日产液量 15.6 m3，日产油量 4.3 t，地层含水 72.7%。由于泵堵，于是进行检泵作业，该井由于出砂严重，需要探砂面，冲砂。后使用 45 m

19、3清水作业，全部漏失，无法建立循环。后使用 45 m3微泡油层保护液，顺利完成作业。表 10微泡沫防漏修井液的现场应用效果井号作业前产量作业后产量增油/m3恢复期/d缩短恢复期/d油/m3水/m3油/m3水/m3官 8-1-1 4.3210.867.3219.243.0002官 7-282.007.363.305.101.1031官33-58 2.9867.003.6155.000.6322官27-46 2.309.302.449.060.140枣74-16 5.0012.605.4015.000.40335结论与建议1.针对低压易漏油藏修井作业的需要，研究出了一种新型的低密度微泡修井液体系，

20、该体系可以降低液柱压力，减小压差，而且微泡本身具有一定的强度和韧性，具有可变形性、可压缩性，能够自匹配各种漏失通道，适用于各种类型的低压漏失井。2.该微泡技术在现场应用 5 井次，有效率为100%，平均每口井恢复率为 133.8%，平均恢复期为2 d，缩短恢复期共8 d，平均每口井缩短恢复期1.6 d，油层保护效果明显。3.该微泡沫体系为低压砂岩、低压裂缝性油气藏、低压稠油油藏等压差大、易发生严重漏失的油藏检泵、冲砂洗井作业提供了新的修井液技术。参 考 文 献罗向东，罗平亚.屏蔽式暂堵技术在储层保护中的应用1 研究 J.钻井液与完井液，1992，9（2）：19-27.宫新军，陈建华，成效华.超

21、低压易漏地层钻井液新技2 术 J.石油钻探技术，1996，24（4）：26.张振华.可循环微泡沫钻井液研究及应用J.石油学报，3 2004，25（6）：92-95.隋跃华，成效华，孙强，等.可循环泡沫钻井液研究与4 应用 J.钻井液与完井液，1999，16（5）：15-20.张振华，鄙捷年，樊世忠低密度钻井流体技术 M5 东营：石油大学出版社，2003.王平全，周世良 钻井液处理剂及其作用原理M 北京：6 石油工业出版社，2003.（收稿日期2012-09-02；HGF=1301W2；编辑汪桂娟）DRILLING FLUID&COMPLETION FLUID90Jan.2013Universi

22、ty,Chengdu 610500,China.E-mail:hshu_.Application Research on Compound Cationic Polyamine Inhibitor.DFCF,2013,30(1):13-16Authors YANG Chao,ZHAO Jingxia,WANG Zhonghua,LU Jiao,CHEN NanAbstract Shale inhibitor of polyamine PAA-6 and PAB-8 are synthesized in this paper.From evaluations of the physical pr

23、operties,relative inhibition rates and compatibility in drilling fluids system,it is found that PAA-6 has the characteristics of excellent inhibition with low concentration and common compatibility,and PAB-8 has the properties of low cationic degree and common inhibition with low concentration.Howev

24、er,PAA-6 and PAB-8 are mixed to obtain PAH,which has the merits of them,meanwhile the inhibition is excellent.From further test of mud-making inhibition of bentonite and XRD measurement analysis,the results demonstrate that when polyamine PAH enters into clay inter-layer,ammonium ions may exchange w

25、ater molecular from inter-layer and reduce hydration repulsion by neutralizing negative charges on the inter-micellar surface,consequently inhibiting the clay from hydration and swelling.Key words Shale Inhibitor;Polyamine;Cationic degree;CompatibilityFirst authors address Sinopec Fushun Research In

26、stitute of Petroleum and Petrochemicals,Fushun,Liaoning 113000,China.E-mail:.Study on Improving High Temperature Stability of Water-based Drilling Fluid.DFCF,2013,30(1):17-21Authors LU Ming,WANG Xueliang,WANG Enhe,WU Linna,WANG LeiAbstract The influence of various surfactants and high temperature st

27、abilizers on stability of drilling fluid at high temperature is studied.The surfactants and high temperature stabilizers are optimized through testing rheology and filtration of drilling fluid after adding surfactants and stabilizers at various temperatures.The results indicate that the optimized su

28、rfactant and high temperature stabilizer that are composed of Vc sodium salt trioxymethylene and citric acid can improve the high temperature stability of starch drilling fluid in some degree,can improve the ammonium salt and ammonium-salt-lignite drilling fluids sharply,but can not improve the lign

29、ite drilling fluid.Furthermore,the ammonium-salt-lignite drilling fluid is still stable after treating for 2 h at 250 mixed with stabilizer and surfactant TW-80.Key words Water-based drilling fluid;Performance of stability at high temperature;High temperature stabilizer;Surfactant;Polymer degradatio

30、nFirst authors address Drilling Engineering Technology Research Institute of Western Drilling and Exploration Engineering Company Ltd.,Shanshan,Xinjiang 838202,China.E-mail:.Research on Technology of Novel Low-density Micro-foam Workover Fluid.DFCF,2013,30(1):22-25Authors DONG Jun,FAN Songlin,GUO Yu

31、anqing,YANG Xiaoping,ZHOU XiaopingAbstract A kind of novel low-density micro-foam workover fluid is developed for low pressure reservoirs,which is composed of foaming agent,active agent and compound foam stabilizing agent,and the micro-foam is formed by one core two films and three layers that is ve

32、ry stable.The experimental evaluation results show that this kind of workover fluid can work in conditions of 130 and 10 MPa,and has good performances of API filtrate loss 10.3 mL,HTHP filtrate loss 15.6 mL,salt tolerance 10%,calcium tolerance 3%,oil tolerance over 15%and core permeability recovery

33、rate over 89%,as well as the micro-foam can match the leakage ways automatically to prevent lost circulation.The applications of 5 wells are succeeded in 100%,the average recovery rate is 133.8%,and the average recovery time is shorten by 1.6 d,which can protect reservoirs effectively.Key words Low-density workover fluid;Micro-foam wordover fluid;Preventing lost circulation;Foaming agent;Foam Vol.