CN106905936B - 一种替代CaCl2的碱性完井液及其制备方法 - Google Patents
一种替代CaCl2的碱性完井液及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106905936B CN106905936B CN201710074054.6A CN201710074054A CN106905936B CN 106905936 B CN106905936 B CN 106905936B CN 201710074054 A CN201710074054 A CN 201710074054A CN 106905936 B CN106905936 B CN 106905936B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- sodium alginate
- completion fluid
- completion
- hydrophobically modified
- cacl
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 49
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- IXPNQXFRVYWDDI-UHFFFAOYSA-N 1-methyl-2,4-dioxo-1,3-diazinane-5-carboximidamide Chemical class CN1CC(C(N)=N)C(=O)NC1=O IXPNQXFRVYWDDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 30
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 21
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 18
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 16
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims abstract description 10
- -1 polyethylene Polymers 0.000 claims description 30
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 24
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 239000000661 sodium alginate Substances 0.000 claims description 14
- 235000010413 sodium alginate Nutrition 0.000 claims description 14
- 229940005550 sodium alginate Drugs 0.000 claims description 14
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 claims description 8
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 7
- 229920000881 Modified starch Polymers 0.000 claims description 7
- 239000004368 Modified starch Substances 0.000 claims description 7
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 7
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 7
- 235000019426 modified starch Nutrition 0.000 claims description 7
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 7
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 5
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 5
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 4
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 claims description 4
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 229920001308 poly(aminoacid) Polymers 0.000 claims description 4
- 108010064470 polyaspartate Proteins 0.000 claims description 4
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims description 3
- MDFFNEOEWAXZRQ-UHFFFAOYSA-N aminyl Chemical compound [NH2] MDFFNEOEWAXZRQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims description 3
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 3
- VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 2,2,2-tetramine Chemical compound NCCNCCNCCN VILCJCGEZXAXTO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N Diethylenetriamine Chemical class NCCNCCN RPNUMPOLZDHAAY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 108010020346 Polyglutamic Acid Proteins 0.000 claims description 2
- 108010039918 Polylysine Proteins 0.000 claims description 2
- 235000013870 dimethyl polysiloxane Nutrition 0.000 claims description 2
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002643 polyglutamic acid Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000656 polylysine Polymers 0.000 claims description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 2
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229960001124 trientine Drugs 0.000 claims description 2
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 claims 1
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 claims 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 abstract description 14
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 14
- 230000011218 segmentation Effects 0.000 abstract 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- HRWYHCYGVIJOEC-UHFFFAOYSA-N 2-(octoxymethyl)oxirane Chemical compound CCCCCCCCOCC1CO1 HRWYHCYGVIJOEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241001474374 Blennius Species 0.000 description 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 2
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 125000003976 glyceryl group Chemical group [H]C([*])([H])C(O[H])([H])C(O[H])([H])[H] 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 229920005573 silicon-containing polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 208000031320 Teratogenesis Diseases 0.000 description 1
- 235000010443 alginic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229920000615 alginic acid Polymers 0.000 description 1
- 150000004781 alginic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000000711 cancerogenic effect Effects 0.000 description 1
- 231100000315 carcinogenic Toxicity 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229920000609 methyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001923 methylcellulose Substances 0.000 description 1
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003471 mutagenic agent Substances 0.000 description 1
- 231100000707 mutagenic chemical Toxicity 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000013102 re-test Methods 0.000 description 1
- 238000001953 recrystallisation Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
- C09K8/10—Cellulose or derivatives thereof
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
Abstract
本发明公开了一种替代CaCl2的碱性完井液及其制备方法，该碱性完井液包括以质量分数计的30～70％的碳酸钾，1～3％的疏水改性海藻酸钠，1～2％的抑制剂，1～2％的降滤失剂，0～1％的消泡剂和余量的水；通过首次采用疏水改性海藻酸钠作为完井液增粘剂和环境友好且配伍性良好的功能性组分，配置出能替代密度为1.40g/cm3的CaCl2盐水完井液的新型碱性完井液；该碱性完井液通过将碳酸钾、疏水改性海藻酸钠、抑制剂、降滤失剂和消泡剂分段加入至水中搅拌均匀制得，制备方法简单，安全，具有极好的工业前景。
Description
技术领域
本发明涉及盐水完井液技术领域，特别涉及一种替代CaCl2的碱性完井液及其制备方法。
背景技术
完井液是完井过程中使用的工作液，其主要功能包括平衡地层压力、携带悬浮固相颗粒、提高储层保护能力等。使用劣质完井液会使油井产能降低30％以上，同时对地层造成损害。
CaCl2盐水完井液是目前完井过程中经常使用的压井液体系，其优点是价格低廉，完全溶解后液体密度能达到1.40g/cm3左右；然而CaCl2盐水完井液也存在着很多缺点：1)在冬季施工时，由于室外温度很低(低于10℃时)，由于自身的理化性质使得CaCl2溶解速度缓慢，固相含量增加，盐水溶液密度很难达到要求，有时只能达到1.25g/cm3左右；2)由于溶解性差，无机盐不溶微粒侵入造成地层孔隙阻塞；3)由于CaCl2为二价金属盐，Ca2+盐易发生结垢现象，不环保，对储层有损害；4)完井液体系自身性能欠缺，使胶结颗粒松散后溶解、使矿物溶解或重结晶，发生微粒运移和矿物沉淀，导致岩石对储层损害。储层受到损害后，一是容易造成储油层的产能降低，严重者完全丧失产油能力，造成油田的巨大经济损失；二是想要恢复到原有水平相当困难，理所当然费用也是非常昂贵。因此，急需研发一种替代CaCl2的完井液体系，最大限度减少对油气层的损害。
发明内容
本发明的目的是提供一种能够替代目前CaCl2盐水完井液，完全溶解后液体密度能达到1.40g/cm3左右的碱性完井液。
本发明的另一目的是提供一种制备上述替代CaCl2的碱性完井液的制备方法。
为此，本发明技术方案如下：
一种替代CaCl2的碱性完井液，包括以质量分数计的30～70％的碳酸钾，1～3％的疏水改性海藻酸钠，1～2％的抑制剂，1～2％的降滤失剂，0～1％的消泡剂和余量的水(各组分含量之和共计100％)。
其中，所述无机盐碳酸钾可选用市售产品，其工业品纯度≥95％；选用碳酸钾替代传统使用的CaCl2，不仅保证了原有CaCl2盐水完井液液体密度达到 1.40g/cm3的要求；同时，避免了CaCl2盐水完井液由于Ca2+结垢现象造成的储层损坏的问题。
具体地，所述疏水改性海藻酸钠是以烷基缩水甘油醚为原料，对海藻酸钠进行改性制得；具体步骤如下：称量一定量的海藻酸钠加入至反应瓶中，加足量水搅拌至黄色均匀的乳状液；然后滴加NaOH调节乳状液pH至8～9左右，缓慢加入相当于海藻酸钠重量0.4～0.7倍的烷基缩水甘油醚，升温至70～80℃并回流反应8～10h；反应结束后冷却至室温，滴加醋酸调节反应液pH至3～4，进而加入足量丙酮洗去反应液中的水和烷基缩水甘油醚，使产物析出后过滤，洗涤，烘干，备用。
其中，所述海藻酸钠选用分子量为40000～120000的海藻酸钠，所述烷基缩水甘油醚为但不限于辛基缩水甘油醚、十二烷基缩水甘油醚中的一种；通过烷基缩水甘油醚进行疏水改性，对海藻酸钠的高粘度特性进行抑制；经过测试，当改性前后的海藻酸钠在水中加入量均为1～1.5wt.％时，改性前的海藻酸钠缓慢溶于水后的粘度高达200mp.s，而经过改性后的疏水改性海藻酸钠溶于水的速度明显加快，粘度为120～180mp.s；可见，疏水改性海藻酸钠溶于水后的粘度有效得到了降低，同时溶于水的速度明显加快，即增强了水溶性。
需要强调的是，本申请首次提出采用疏水改性海藻酸钠作为完井液体系的增粘剂，在实现增粘效果，有效防止漏失的同时，比其它增粘剂溶解速度更快，增粘效果更好。
所述抑制剂聚乙烯多胺、聚氨基酸或改性淀粉。
具体地，所述聚乙烯多胺为乙二胺、二亚乙基三胺、三亚乙基四胺、四亚乙基五胺的联产物；所述聚氨基酸为聚天冬氨酸、聚谷氨酸、聚赖氨酸中的一种或多种；所述改性淀粉为羟乙基改性淀粉或钠羧甲基淀粉。
相比于传统的抑制剂，如KCl-聚胺盐类，上述抑制剂均无Cl-，因而不会发生较高浓度的氯离子迭代形成氯代化合物，发生致癌、致畸、致变效应，污染生态环境。
所述降滤失剂为羧甲基纤维素；羧甲基纤维素不仅具有降滤失性能，同时也属于天然高分子衍生物，为环境友好的可降解材料。
所述消泡剂为聚二甲基硅氧烷、聚氧乙烯聚氧丙醇胺醚或聚氧丙烯甘油醚；
一种替代CaCl2的碱性完井液的制备方法，步骤如下：将去离子水、30～70％的无机盐碳酸钾、1～2％的抑制剂、1～2％的降滤失剂依次加入到反应瓶中搅拌均匀，室温下搅拌0.5～1h，然后加入1～3％的疏水改性海藻酸钠，继续室温下搅拌 0.5～1h至混合均匀，最后加入0～1％消泡剂，继续搅拌直至形成均匀的碱性完井液体系；其中，上述各组分的加入量均以质量分数计，去离子水的加入量与其它各组分加入量之和为100％。所述疏水改性海藻酸钠是以烷基缩水甘油醚为原料，对海藻酸钠进行改性制得。
该碱性完井液体系为透明液体，pH为10～12。
与现有技术相比，该替代CaCl2盐水完井液的碱性完井液选用碳酸钾作为一价无机盐配制碱性完井液，其通过溶解性好，溶解速度快，不结垢，环保，对储层伤害小，溶解后完井液密度能够达到1.40g/cm3等突出特点，配置成新的碳酸钾盐水完井液体系，实现完全替代传统CaCl2盐水完井液；此外，该碱性完井液体系筛选出配伍性良好且具有环境友好特性的疏水改性海藻酸钠、抑制剂、降滤失剂和消泡剂，配制出对储层无污染、低伤害，且施工中使用安全，既平衡了地层压力，又保护了油气储层的新型碱性完井液；另外，该替代CaCl2盐水完井液的碱性完井液制备方法简单，安全，具有极好的工业前景。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明做进一步的说明，但下述实施例绝非对本发明有任何限制。
在下述实施例1～4中，碳酸钾(工业品纯度≥95％)、聚天冬氨酸、聚乙烯多胺、羧甲基纤维素、聚二甲基硅氧烷、羟乙基改性淀粉和聚氧丙烯甘油醚均购买自市售产品；疏水改性海藻酸钠通过实验室制备获得。
具体地，疏水改性海藻酸钠的制备方法为：称量一定量的海藻酸钠加入至反应瓶中，加足量水搅拌至黄色均匀的乳状液；然后滴加NaOH调节乳状液pH至 9左右，缓慢加入相当于海藻酸钠重量0.5倍的辛基缩水甘油醚，升温至75℃并回流反应8h；反应结束后冷却至室温，滴加醋酸调节反应液pH至4，进而加入足量丙酮洗去反应液中的水和辛基缩水甘油醚，使产物析出后过滤，丙酮二次洗涤，烘干，备用。
实施例1
将54.2份去离子水、40份碳酸钾、1份聚天冬氨酸、1.8份羧甲基纤维素依次加入到反应瓶中搅拌均匀，并在室温下搅拌0.5～1h；然后向反应瓶中加入2.5 份疏水改性海藻酸钠，继续搅拌0.5～1h，使混合体系为均匀状态；进而向反应瓶中加入0.5份聚氧丙烯甘油醚，继续搅拌直至形成均匀的透明碱性完井液体系。
其中，上述各组分的加入份数为重量份，以下实施例2～5同，不再赘述。
实施例2
将40.5份去离子水、55份碳酸钾、1.5份聚乙烯多胺、1.2份羧甲基纤维素依次加入到反应瓶中搅拌均匀，并在室温下搅拌0.5～1h；然后向反应瓶中加入1.5 份疏水改性海藻酸钠，继续搅拌0.5～1h，使混合体系为均匀状态；进而向反应瓶中加入0.3份聚二甲基硅氧烷，继续搅拌直至形成均匀的透明碱性完井液体系。
实施例3
将27.6份去离子水、65份碳酸钾、2份羟乙基改性淀粉、1.5份羧甲基纤维素依次加入到反应瓶中搅拌均匀，并在室温下搅拌0.5～1h；然后向反应瓶中加入 3份疏水改性海藻酸钠，继续搅拌0.5～1h，使混合体系为均匀状态；进而向反应瓶中加入0.9份聚氧丙烯甘油醚，继续搅拌直至形成均匀的透明碱性完井液体系。
实施例4
将48.7份去离子水、47份碳酸钾、1.2份聚乙烯多胺、2份羧甲基纤维素依次加入到反应瓶中搅拌均匀，并在室温下搅拌0.5～1h；然后向反应瓶中加入1份疏水改性海藻酸钠，继续搅拌0.5～1h，使混合体系为均匀状态；进而向反应瓶中加入0.1份聚氧乙烯聚氧丙醇胺醚，继续搅拌直至形成均匀的透明碱性完井液体系。
对实施例1～4制备的碱性完井液体系的相关性质进行测试，测试包括液体pH 值测定、液体密度测定以、配伍性，以及岩心渗透率恢复值实验和岩心伤害率评价实验。
其中，岩心渗透率恢复值是评价完井液对储层的损害程度或对储层保护效果的最直观的方法；其采用天然岩心在流动实验装置上，测量实验岩心污染前后的渗透率，所得比值即为渗透率恢复值。渗透率恢复值能够直观反映储层岩心的损害程度。完井液的渗透率恢复值越大，说明对储层损害越小，一般渗透率恢复值应不小于75％(具体方法可参照《砂岩储层敏感性评价——岩心流动试验程序》的行业标准)。
岩心伤害率的测定方法：取若干块已洗油、洗盐处理的岩心做平行实验，首先用煤油测试每块岩心的原始渗透率，然后使用配制的碱性完井液对岩心进行污染，再测试污染后的岩心渗透率，通过污染前后的渗透率的比值来评价岩心伤害率。
测试结果如下表1所示。
表1：
从上表1的测试结果可以看出，实施例1～4制备的以碳酸钾为无机盐进行复配碱性完井液体系pH均＞10，密度可达到1.39～1.47g/cm3，完全能够替代传统的氯化钙盐水完井液体系；此外，将经过疏水改性的海藻酸钠作为增粘剂引入完井液体系，并通过大量实验筛选出具有优良可降解性和与的物质作为抑制剂、降滤失剂和消泡剂与碳酸钾和疏水改性海藻酸钠进行配置得到的完井液溶解均匀，配伍性良好。
另外，该碱性完井液在岩心渗透率恢复值和岩心伤害率测试中，其岩心渗透率恢复值超过80，岩心伤害率控制在20.1％以下；而对比氯化钙盐水完井液体系的储层损害评价实验结果，氯化钙盐水完井液的岩心渗透率恢复值约为75，岩心伤害率约为25％，可见本申请公开的碱性完井液不仅可以达到传统的氯化钙盐水完井液体系的效果，并且能够最大限度减少对油气层的损害。
Claims (3)
1.一种替代CaCl2的碱性完井液，其特征在于，包括以质量分数计的30～70％的碳酸钾，1～3％的疏水改性海藻酸钠，1～2％的抑制剂，1～2％的降滤失剂，0～1％的消泡剂和余量的水，各组分含量之和共计100％；其中，所述抑制剂为聚乙烯多胺、聚氨基酸或改性淀粉；所述疏水改性海藻酸钠为以烷基缩水甘油醚为原料对分子量为40000～120000的海藻酸钠进行改性制得的疏水改性海藻酸钠；所述降滤失剂为羧甲基纤维素；所述聚乙烯多胺为乙二胺、二亚乙基三胺、三亚乙基四胺、四亚乙基五胺的联产物；所述聚氨基酸为聚天冬氨酸、聚谷氨酸、聚赖氨酸中的一种或多种；所述改性淀粉为羟乙基改性淀粉或钠羧甲基改性淀粉。
2.根据权利要求1所述的替代CaCl2的碱性完井液，其特征在于，所述消泡剂为聚二甲基硅氧烷、聚氧乙烯聚氧丙醇胺醚或聚氧丙烯甘油醚。
3.一种如权利要求1所述的替代CaCl2的碱性完井液的制备方法，其特征在于，步骤如下：将去离子水、30～70％的无机盐碳酸钾、1～2％的抑制剂、1～2％的降滤失剂依次加入到反应瓶中搅拌均匀，室温下搅拌0.5～1h，然后加入1～3％的疏水改性海藻酸钠，继续室温下搅拌0.5～1h至混合均匀，最后加入0～1％消泡剂，继续搅拌直至形成均匀的碱性完井液体系；其中，上述各组分的加入量均以质量分数计，去离子水的加入量与其它各组分加入量之和为100％。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710074054.6A CN106905936B (zh) | 2017-02-10 | 2017-02-10 | 一种替代CaCl2的碱性完井液及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710074054.6A CN106905936B (zh) | 2017-02-10 | 2017-02-10 | 一种替代CaCl2的碱性完井液及其制备方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN106905936A CN106905936A (zh) | 2017-06-30 |
| CN106905936B true CN106905936B (zh) | 2019-11-12 |
Family
ID=59208250
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201710074054.6A Active CN106905936B (zh) | 2017-02-10 | 2017-02-10 | 一种替代CaCl2的碱性完井液及其制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN106905936B (zh) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN118853117B (zh) * | 2024-06-28 | 2025-11-21 | 东北石油大学 | 一种双重堵水调剖封堵剂及其制备方法 |
| CN119161736B (zh) * | 2024-10-08 | 2025-05-16 | 湖北卡乐尔新材料科技有限公司 | 一种有机硅制品用着色剂及其制备方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1342189A (zh) * | 1999-02-09 | 2002-03-27 | Masi科技股份有限公司 | 含细泡沫的水性钻井和维护流体 |
| WO2016072993A1 (en) * | 2014-11-06 | 2016-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition including a viscosifier and a hydrophobically-modified polymer that includes a nitrogen-containing repeating unit for treatment of subterranean formations |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10155897B2 (en) * | 2013-08-16 | 2018-12-18 | Hilliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically and hydrophilically modified polysaccharides and methods of using the same for treatment of a subterranean formation |
-
2017
- 2017-02-10 CN CN201710074054.6A patent/CN106905936B/zh active Active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1342189A (zh) * | 1999-02-09 | 2002-03-27 | Masi科技股份有限公司 | 含细泡沫的水性钻井和维护流体 |
| WO2016072993A1 (en) * | 2014-11-06 | 2016-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Composition including a viscosifier and a hydrophobically-modified polymer that includes a nitrogen-containing repeating unit for treatment of subterranean formations |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN106905936A (zh) | 2017-06-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103409130A (zh) | 多组分酸压暂堵剂及其制备方法 | |
| CN109776728A (zh) | 钻井液用暂堵剂及其制备方法以及水基钻井液和应用 | |
| CN104449648B (zh) | 一种非常规油气藏滑溜水压裂减阻剂及其制备方法 | |
| CN104610954A (zh) | 一种适合陆相页岩气井压裂返排液处理水配制压裂液的配方及其制备方法 | |
| CN104893702B (zh) | 一种用于含h2s气体的产水气井排水采气用的泡排剂 | |
| Zhao et al. | The development of a smart gel for CO2 mobility control in heterogeneity reservoir | |
| CN104910882A (zh) | 一种柔性凝胶颗粒以及由其制成的柔性凝胶颗粒调堵剂 | |
| CN113736442B (zh) | 压裂液用低温速溶型耐盐一体化水性稠化剂及其制备方法 | |
| CN104099081A (zh) | 一种压裂用携砂减阻剂及其制备方法 | |
| CN104610940A (zh) | 一种低伤害储层保护钻井液及其制备方法 | |
| CN103881691A (zh) | 环保型压裂液及其返排液的配制和循环利用方法 | |
| CN104927816A (zh) | 一种环保有机调剖剂及其制备方法与用途 | |
| CN104312573A (zh) | 一种压裂用免交联乳液增稠剂及其制备方法 | |
| CN103666439A (zh) | 一种海水基速溶压裂液及其配制方法 | |
| CN109294541A (zh) | 一种火驱井自降解暂堵剂及其制备方法与应用 | |
| CN106905936B (zh) | 一种替代CaCl2的碱性完井液及其制备方法 | |
| CN103937484B (zh) | 一种页岩气井滑溜水压裂液体系高效乳态快速水溶减阻剂 | |
| CN102373034A (zh) | 一种新型的低渗气层钻井液及生产方法 | |
| CN105419769A (zh) | 一种可降解纤维及含其的压裂液与该压裂液的制备方法 | |
| CN104650842A (zh) | 一种调驱组合物及调驱方法 | |
| CN105646775B (zh) | 一种疏水缔合聚合物及其制备方法 | |
| CN105646771A (zh) | 一种疏水缔合聚合物及其制备方法 | |
| CN106947454A (zh) | 一种用于高渗透油藏的驱油体系及驱油方法 | |
| CN106467733B (zh) | 两性交联聚合物微球-疏水缔合聚合物调驱剂及其应用 | |
| CN106928943A (zh) | 一种替代CaBr2的强抑制低腐蚀盐水完井液及其制备方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information |
Inventor after: Liu Yin Inventor after: Qiu Weihong Inventor after: Zhang Shuguang Inventor after: Li Lichang Inventor after: Bai Tianzeng Inventor after: Jie Hongxiang Inventor after: Wang Hongke Inventor after: Wang Yuzhong Inventor after: Liu Luping Inventor after: Wang Dan Inventor before: Liu Yin Inventor before: Li Lichang Inventor before: Bai Tianzeng Inventor before: Jie Hongxiang Inventor before: Wang Hongke Inventor before: Wang Yuzhong Inventor before: Liu Luping Inventor before: Wang Dan Inventor before: Qiu Weihong |
|
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| TR01 | Transfer of patent right | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20211027 Address after: 100007 No. 9 North Main Street, Dongcheng District, Beijing, Dongzhimen Patentee after: CHINA NATIONAL PETROLEUM Corp. Patentee after: CNPC Bohai Drilling Engineering Co.,Ltd. Address before: 300457 Tianjin Binhai New Area Development Zone Second Avenue 83, China Petroleum Tianjin building Bohai Drilling Engineering Co., Ltd. Patentee before: CNPC Bohai Drilling Engineering Co.,Ltd. |