用于低压油气田修井的低密度压井液及其制备方法和应用与流程

本发明涉及井下作业，具体涉及一种用于低压油气田修井的低密度压井液及其制备方法和应用。

背景技术：

1、油气田勘探开发进入中后期，生产设施老旧、井筒腐蚀、井内管柱腐蚀、井内节流器失效等一系列问题都需要通过修井来解决，在修井作业过程中必须要用压井液来压稳地层以达到井控要求，防止井喷，而地层经过长时间开采后，压力系数最低下降至0.3g/cm3，甚至更低，此时为保证修井正常进行，通常采用清水作为常规压井液，密度为1.0g/cm3左右，但其与地层形成的压差较大，极易造成漏失，一方面会造成储层伤害，修井后产能较难恢复，另一方面漏失后造成液柱压力下降，如操作不当会造成井喷等灾难性事故。

2、公开(公告)号cn103965844a的发明公开了一种低密度微泡修井液，由清水、羟丙基淀粉醚、黄原胶、十二烷基硫酸钠、十二烷基苯磺酸钠、硫脲和氯化钾组成。上述硫脲的纯度为90％以上。上述氯化钾的纯度为90％以上。该专利技术采用表面活性剂法，降低流体密度，以获得较低的压井液密度。但是，此类方法有一个无法解决的问题，即密度的稳定性，在高温高压长时间静置(修井作业所需时间一般为3-7天)条件下，泡沫的稳定性，即低密度的保持性较为困难，一旦密度上升，势必造成压差增大而引发漏失等一系列作业问题。

3、因此，有必要研发一种能较好的解决以上问题的低密度压井液，满足低压气井修井作业的需求。

技术实现思路

1、为了解决了高温高压条件下，低密度压井液密度和粘度无法长期保持稳定的问题，并满足低压漏失井油气井修井作业压井需要，本发明的目的在于提供一种用于低压油气田修井的低密度压井液及其制备方法和应用。

2、为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：

3、一种用于低压油气田修井的低密度压井液，按质量份计，包括以下组分：

4、水：55-80份；

5、悬浮稳定剂：0.1-0.5份；

6、ph调节剂：0.1-0.3份；

7、抑制剂：0.5-3.0份；

8、润湿剂：0.5-1.5份；

9、主密度减轻剂：10-45份；

10、辅密度减轻剂：10-20份。

11、进一步地，所述悬浮稳定剂为黄原胶、胍胶、香豆胶、魔芋胶、田菁胶、羟乙基纤维素、聚阴离子纤维素的一种或多种复配而成。

12、作为本发明的进一步改进，所述悬浮稳定剂按质量份计，包括以下组分：黄原胶30-60份、胍胶10-20份、香豆胶15-25份、羟乙基纤维素15-25份。

13、进一步地，所述ph调节剂为氧化镁、氧化钙、氢氧化镁、氢氧化钙中一种或者几种的混合物。

14、作为本发明的进一步改进，所述ph调节剂由30-60质量份的氧化镁和40-70质量份的氢氧化镁复配而成。

15、作为本发明的进一步改进，所述抑制剂为氯化钾、氯化胆碱中一种或其混合物。

16、作为本发明的进一步改进，所述润湿剂按质量份计，包括以下组分：炔二醇聚氧乙烯醚60-70份、脂肪醇聚氧乙烯醚10-20份、脂肪醇醚磷酸酯10-20份。

17、作为本发明的进一步改进，所述主密度减轻剂为聚合物膨胀微球，其内部为空心结构，密度为20-42kg/m3，中值粒径为20-95um，玻璃化转变温度≥100℃。

18、作为本发明的进一步改进，所述辅密度减轻剂为正丁醇、矿物白油中一种或其混合物。

19、本发明还保护上述用于低压油气田修井的低密度压井液的制备方法，在带搅拌器的容器内加入55-80质量份的水后，在搅拌条件下依次加入0.1-0.3质量份的ph调节剂、0.5-3.0质量份的抑制剂、0.5-1.5质量份的润湿剂，搅拌20-40分钟至均匀分散溶解后，再加入0.1-0.5质量份的悬浮稳定剂继续搅拌30-50分钟至均匀分散溶解，接着加入10-20质量份的辅密度减轻剂继续搅拌30-50分钟至均匀分散溶解，最后加入10-45质量份的主密度减轻剂，保持持续搅拌，使其均匀地分散在体系中，得低密度压井液。

20、本发明进一步保护一种上述的用于低压油气田修井的低密度压井液适用于地层温度60～130℃、井深为2000～4000米的低压气井修井作业中。

21、本发明的有益效果是：

22、1.本发明提供的该低密度压井液的密度在0.5-0.8g/cm3范围内可调，且能够实现在高温高压条件(100-130℃、10～20mpa)下密度和粘度稳定，以满足修井时防止漏失保护储层的目的。

23、2.本发明提供的该用于低压油气田修井的低密度压井液，粘度较小，现场作业易泵送，且高温稳定性好，即在100～130℃的高温条件下静置7天后，上下密度差＜0.05g/cm3。

24、3.本发明提供的该用于低压油气田修井的低密度压井液，耐高压能力强，在高压20mpa条件下，密度变化值＜0.03g/cm3，可确保在高压条件下密度稳定，不会出现液柱压力突然增大而带来的漏失和井喷等风险。

25、4.该用于低压油气田修井的低密度压井液还具有储层保护效果好的特点，渗透率恢复率达到90％以上，能够满足修井时储层保护的要求。

26、5.本发明提供的该用于低压油气田修井的低密度压井液温度适用范围为60-130℃。

27、6.本发明提供的该用于低压油气田修井的低密度压井液，能够满足低压漏失井油气井修井作业压井需要，能广泛应用于低压砂岩、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、冲砂洗井等作业。同时为低压油气井修井压井提供了新的手段，填补了国内外这方面的空白。

28、上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚的了解本发明的技术手段，并可依照说明书的内容予以实施，以下以本发明的较佳实施例详细说明如后。

技术特征：

1.一种用于低压油气田修井的低密度压井液，其特征在于，按质量份计，包括以下组分：

2.如权利要求1所述的用于低压油气田修井的低密度压井液，其特征在于：所述悬浮稳定剂为黄原胶、胍胶、香豆胶、魔芋胶、田菁胶、羟乙基纤维素、聚阴离子纤维素的一种或多种复配而成。

3.如权利要求1或2所述的用于低压油气田修井的低密度压井液，其特征在于，所述悬浮稳定剂按质量份计，包括以下组分：黄原胶30-50份、胍胶10-20份、香豆胶10-20份、羟乙基纤维素10-20份。

4.如权利要求1所述的用于低压油气田修井的低密度压井液，其特征在于：所述ph调节剂为氧化镁、氧化钙、氢氧化镁、氢氧化钙中一种或者几种的混合物。

5.如权利要求1或4所述的用于低压油气田修井的低密度压井液，其特征在于：所述ph调节剂由30-60质量份的氧化镁和40-70质量份的氢氧化镁复配而成。

6.如权利要求1所述的用于低压油气田修井的低密度压井液，其特征在于：所述主密度减轻剂为聚合物膨胀微球，其内部为空心结构，密度为20-42kg/m3，中值粒径为20-95um，玻璃化转变温度≥100℃。

7.如权利要求1所述的用于低压油气田修井的低密度压井液，其特征在于：所述辅密度减轻剂为正丁醇、矿物白油中一种或其混合物。

8.如权利要求1所述的用于低压油气田修井的低密度压井液，其特征在于：所述抑制剂为氯化钾、氯化胆碱中一种或其混合物；

9.一种用于低压油气田修井的低密度压井液的制备方法，其特征在于，所述制备方法为：在带搅拌器的容器内加入55-80质量份的水后，在搅拌条件下依次加入0.1-0.3质量份的ph调节剂、0.5-3.0质量份的抑制剂、0.5-1.5质量份的润湿剂，搅拌20-40分钟至均匀分散溶解后，再加入0.1-0.5质量份的悬浮稳定剂继续搅拌30-50分钟至均匀分散溶解，接着加入10-20质量份的辅密度减轻剂继续搅拌30-50分钟至均匀分散溶解，最后加入10-45质量份的主密度减轻剂，保持持续搅拌，使其均匀地分散在体系中，得低密度压井液。

10.一种权利要求1-8任意一项所述的用于低压油气田修井的低密度压井液的应用，其特征在于：该低密度压井液应用于60～120℃、井深为2000～4000米的低压漏失井油气井修井作业。

技术总结本发明提供了一种用于低压油气田修井的低密度压井液及其制备方法和应用，该低密度压井液按质量份计包括：水55‑80份、悬浮稳定剂0.1‑0.5份、pH调节剂0.1‑0.3份、抑制剂0.5‑3.0份、润湿剂0.5‑1.5份、主密度减轻剂10‑45份和辅密度减轻剂10‑20份。该压井液的密度在0.5‑0.8g/cm3范围内可调，能够实现在高温高压条件下密度和粘度稳定，以满足修井时防止漏失保护储层的目的；该压井液粘度较小，现场作业易泵送，且高温稳定性好，耐高压能力强，在100～130℃的高温条件下静置7天后，上下密度差＜0.05g/cm3，在高压20MPa条件下，密度变化值＜0.03g/cm3，可确保在高压条件下密度稳定，不会出现液柱压力突然增大而带来的漏失和井喷等风险。该低密度压井液还具有储层保护效果好的特点。技术研发人员：王尚卫,衣德强,王昌龄,巨亚锋,张安康,赵鹏玉,罗有刚,刘江波,梁万银,江智强受保护的技术使用者：中国石油天然气股份有限公司技术研发日：技术公布日：2024/6/18