無固相壓井液抗高溫性能研究

1、第10卷 第18期 2010年6月1671 1815(2010)18 4483 03科 學(xué) 技 術(shù) 與 工 程ScienceTechnologyandEngineering10 No 18 June2010 Vol2010 Sci Tech Engng石油技術(shù)無固相壓井液抗高溫性能研究黨慶功 李 萌 賈 輝 孫志成 王 倩(大慶石油學(xué)院石油工程學(xué)院,大慶163318)摘 要 針對吉林氣田目前使用的中淺層無固相壓井液耐溫能力差的缺陷,通過對高分子增黏劑和降濾失劑耐溫性篩選以及對壓井液體系高溫穩(wěn)定劑的研究,確定了耐高溫?zé)o固相壓井液的配方為:2.67%GWJ+1.67%ZN 1+2.0%KCl+0.

2、7%A+0.05%BNP 10+0.1%KY 1+2.67%HS 1+一定量的NaCl、JZ 1。無固相壓井液的耐溫能力由70 提高到了150 ,密度在1.1g/cm3 1.5g/cm3內(nèi)可調(diào),低濾失,對儲層傷害小。關(guān)鍵詞 無固相壓井液 高溫 低濾失 壓井液處理劑中圖法分類號 TE254.4 TE25+.3; 文獻標志碼A較穩(wěn)定,但超過70 性能失效,黏度損失達到50%,濾失量也隨溫度的上升而急劇上升。140 以上時壓井液性能幾乎跟清水無異。近年來無固相壓井液體系以其優(yōu)良的性能得到了廣泛的應(yīng)用。目前國內(nèi)研制的無固相壓井液體系種類很多,但能抗高溫的壓井液體系較少。吉林紅崗區(qū)中淺層油氣藏儲層深度在

3、900m以內(nèi),儲層溫度21 39.5 ,所需壓井液密度小于1.2g/cm。針對近年來對耐高溫壓井液越來越大的需求,本文對吉林中淺層無固相壓井液的抗溫性能進行了改進。31 無固相壓井液抗高溫性研究圖1 壓井液性能隨溫度變化曲線1.1 現(xiàn)有壓井液抗溫性能目前吉林紅崗區(qū)使用的中淺層壓井液配方為:0.7%小陽離子黏土抑制劑A+2.0%KCl+0.05%水鎖抑制劑BNP 10+0.05%緩蝕劑HS 1+2.0%降濾失劑DST 1+一定量的NaCl。按以上的壓井液配方配制無固相壓井液,測試其在不同溫度下熱滾后性能變化情況,見圖1。由圖1可以看出,現(xiàn)有的壓井液常溫下性能比2010年4月7日收到第一作者簡介:

4、黨慶功(1965 ),男,副教授,學(xué)士、碩士、博士研究生。研究方向:化學(xué)在油氣田增采、增注及油氣層保護的應(yīng)用。E mai:ldangqg。1造成紅崗中淺層壓井液高溫后性能失效的主要原因在于所用的有機高分子處理劑無抗溫性能。體系中除DST 1外其它均為水分子和無機鹽,熱滾溫度在70 以上時濾失量急劇上升,說明所用降濾失劑DST 1在高溫條件下發(fā)生分解反應(yīng),導(dǎo)致分子結(jié)構(gòu)被破壞,從而不能形成有效的低濾失膜,因此濾失量上升,表觀黏度下降。針對這一缺陷,通過對高分子增黏劑和降濾失劑耐溫性能研究及高溫穩(wěn)定劑研究來達到壓井液體系在高溫條件下保持穩(wěn)定的表觀黏度和低濾失的目的。1.2 耐高溫壓井液處理劑研究溫度

5、升高時,高溫破壞了分子結(jié)構(gòu),使聚合物4484科 學(xué) 技 術(shù) 與 工 程10卷分子發(fā)生了降解,導(dǎo)致原有壓井液黏度過低,濾失量過大。要提高壓井液的抗溫性能,必須要避免高溫對分子結(jié)構(gòu)的破壞。因此,對現(xiàn)有紅崗壓井液中的部分處理劑進行添加與替換。為提高熱穩(wěn)定性,在處理劑的選擇上,分子結(jié)構(gòu)應(yīng)選用鍵能較大的分子鍵,因此分子主鏈的連接鍵以及主鏈與親水基團的連接鍵選!C C、!C N和!C S等鍵,在分子側(cè)鏈上引入親水能力較強的 SO3H, COOH, CH2SO3H等1.2.1 增黏劑的選擇增黏劑在鹽水中溶解后可提高壓井液的黏度,形成低濾失膜,減少壓井液的濾失量,降低壓井液濾液對地層傷害,以保護儲層。因此,為

6、了提高壓井液的抗溫性能在體系中添加增黏劑。選擇幾種高分子增黏劑,在400mL水中加入0.7%A+2.0%KCl+0.05%BNP 10+0.05%HS 1作為基液,將高分子增黏劑分別加入基液中,通過改變增黏劑用量使溶液的表觀黏度值相似。測這幾種溶液在150 高溫?zé)釢L后的表觀黏度損失,實驗結(jié)果見圖2。2溶液中加入2%降濾失劑,150 熱滾后測其API濾失量。降濾失劑GWJ是以褐煤和腈綸廢絲為主要原料,通過采用接枝共聚和磺化的方法制得的一種含有羥基、亞甲基、磺酸基、羧基等多種官能團的共聚物。結(jié)果見表1。表1 降濾失劑的優(yōu)選結(jié)果壓井液性能測定降濾失劑GWJ腐殖酸鉀SAKHNPANSMC加量/%AV/

7、(mPa#s)2.02.02.02.02.085.581.099.083.565.0FLAPI/mL10.217.211.414.815.0。由以上數(shù)據(jù)可看出,GWJ的API濾失量最低,僅為10.2mL,因此用GWJ替換原體系中的DST 1。通過實驗得出GWJ最佳用量為2.67%。1.2.3 高溫穩(wěn)定劑的選擇高分子聚合物在高溫下不可避免地會發(fā)生降解,導(dǎo)致其物理化學(xué)性能下降。壓井液體系中高分子的降解主要為氧化反應(yīng),因此添加抗氧化劑作為高溫穩(wěn)定劑來提高聚合物的穩(wěn)定性。KY 1為一種含硫抗氧化劑,在0.7%A+2.0%KCl+0.05%BNP 10+0.05%HS 1+1.67%ZN 1+2.67%

8、GWJ水溶液中加入0.1%KY 1,測此溶液150 熱滾前后表觀黏度損失(實驗結(jié)果見表2)。由實驗數(shù)據(jù)可知,ZN 1加入高溫穩(wěn)定劑圖2 幾種高分子增黏劑高溫前后黏度損失對比KY 1后高溫前后黏度不但沒損失,反而增加4.5%,因此選擇KY 1為該體系的高溫穩(wěn)定劑。表2 添加高溫穩(wěn)定劑前后性能對比表觀黏度/mPa#s高溫穩(wěn)定劑加量/%高溫前-KY-1-0.187.088.5高溫后80.092.58.0-4.5表觀黏度損失/%由圖2可看出,ZN 1經(jīng)過150 的高溫?zé)釢L后表觀黏度損失最低,只有7.6%,因此選擇ZN 1為抗高溫壓井液體系的增黏劑。ZN 1是一種陰離子型線性高分子物質(zhì),是由天然纖維素與

9、一氯醋酸反應(yīng)后制得的一種陰離子型高分子化合物。通過實驗得出ZN 1最佳用量為1.67%。1.2.2 降濾失劑的選擇3紅崗中淺層壓井液高溫后濾失量過高,說明原有體系中的降濾失劑分子高溫后被破壞。對5種高分子降濾失劑進行優(yōu)選,在0.7%A+2.0%KCl+0.05%BNP 10+0.05%HS 1+1.67%ZN 1水經(jīng)過處理劑篩選及用量最優(yōu)化,得到耐高溫?zé)o固相壓井液體系配方為:2.67%GWJ+1.67%ZN 1+2.0%KCl+0.7%A+0.05%BNP 10+0.1%KY 1+2.67%HS 1+一定量的NaCl、JZ 1。18期黨慶功,等:無固相壓井液抗高溫性能研究4485的增大高溫高壓

10、濾失量隨之減少;在實驗過程2 壓井液耐溫性能配制不同密度的抗高溫壓井液體系,配制較高的密度時加重劑用NaCl與JZ 1(一種有機鋅鹽)作為復(fù)合加重劑。將其攪拌均勻,體系穩(wěn)定后測其室溫下性能。將壓井液裝入老化罐,150 溫度下熱滾24h后冷卻至室溫,再測其高溫后性能。高溫高壓濾失量用高溫高壓濾失儀測定,測定條件為150 ,3.5MPa。表3 不同密度壓井液高溫性能測定高溫情況高溫前高溫后高溫前高溫后1.51.2FLAPI/mLFLHTHPmL濾餅厚度/mm g/cm3AV/(mPa#s)98.0105.0101.0110.010.29.58.58.0-14.2-9.8-3.9-4.0中,濾紙上會

11、形成一層厚而致密的濾餅,濾餅可溶于水中,表明不會對儲層造成損害。3 結(jié)論(1)經(jīng)過處理劑篩選,得到壓井液體系配方為:水+2.67%GWJ+1.67%ZN 1+2.0%KCl+0.7%A+0.05%BNP 10+0.1%KY 1+2.67%HS 1+一定量的NaCl、JZ 1。(2)該壓井液體系無固相,低濾失,API濾失低于10.2mL;高溫高壓濾失量低于14.2mL;有很好的熱穩(wěn)定性,可以滿足150 左右油氣井作業(yè)的施工。參 考 文 獻1 黨慶功,賈 輝,李 萌,等.吉林紅崗區(qū)塊低濾失氣井壓井液研由表3可以看出:不同密度壓井液,高溫后表觀黏度略有上升,但變化不大;%高溫后API濾失量比高溫前有

12、所降低,均在10.2mL以內(nèi),能夠滿足高溫?zé)o固相壓井液體系要求;&不同密度下壓井液的高溫高壓濾失量均在14.2mL以內(nèi),并且隨著密度制.油田化學(xué),2009;26(4):370 3722 鄢捷年.鉆井液工藝學(xué).北京:石油大學(xué)出版社,2001:222 2343 王平全,周世良.鉆井液處理劑及其作用原理.北京:石油工業(yè)出版社,2003:83 96ResearchonTemperatureResistanceoftheClay freeControlFluidDANGQing gong,LIMeng,JIAHu,iSUNZhi cheng,WANGQian(DaqingPetroleumIns

13、titutePetroleumEngineeringCollege,Daqing163318,P.R.China)Abstract Thestudyiscarriedoutthetemperatureresistanceshortageoftheclay-freecontrolfluidusedinthemiddleandshallowlayerofJilinfield.Polymericviscosifier,fluidlossadditiveandthetemperatureresistanceofthecontrolfluidareresearched.Theformulaofthermostableclay freecontrolfluidsystemisalsodetermined:H2O+2.67%GWJ+1.67%ZN 1+2.0%KCl+0.7%A+0.05%BNP-10+0.1%KY 1+2.67%HS 1+acer tainamountofNaClandJZ 1.Thetemperatureresi