一种新型低成本防结垢复合盐高密度无固相压井液

2020-09-18强杰董军尹瑞新杨建林韩恩军刘恩山张祖峰邵彦峰

钻井液与完井液 2020年3期

强杰，董军，尹瑞新，杨建林，韩恩军，刘恩山，张祖峰，邵彦峰

（1.大港油田公司石油工程研究院，天津 300280；2.大港油田公司第三采油厂，天津 300280；3.大港油田公司第五采油厂，天津 300280；4.大港油田公司第六采油厂，天津 300280）

0 引言

高密度修井液主要用于中高压油气井修井作业，以满足平衡地层压力并具有保护油气层作用。目前国内外应用的中高密度修井液主要分为3 种体系，高密度钻井液体系，密度可达2.6 g/cm3以上；无固相盐水体系，密度可达2.30 g/cm3；高密度油包水修井液，密度在1.40～2.0 g/cm3[1-4]。

高密度钻井液体系主要依靠黏土的悬浮能力，添加碳酸钙粉、铁矿粉、重晶石粉等提高密度，通过添加其他处理剂维护其流变性能，具有价格相对较低，密度高的特点，但存在加重剂容易沉淀及固相含量过高等问题[5-9]。

无固相盐水体系主要利用溴化钙、溴化锌、氯化锌、甲酸盐加重，形成最高密度为2.3 g/cm3的无固相盐水修井液，具有价格昂贵、漏失大、腐蚀严重、容易结垢等特点，其中甲酸盐体系可以克服腐蚀和结垢难题，是高密度修井液的主要发展方向。

高密度油包水修井液以高密度盐水为基液，添加乳化剂及相关油品形成，必要时添加固体加重剂。应用于高温、严重水敏性地层，存在环保性能、体系稳定性较差等缺点。

大港油田以往修井过程中存在许多难题：如普遍采用卤水压井造成地层损害，以及板桥注水井压力高作业困难等，歧口深层高温高压均需要保护油层的高密度修井液以解决现场作业问题。目前针对中高压力井普遍采用1.4 g/cm3液钙中密度修井液压井，不仅容易结晶不稳定，而且还会与地层水不配伍造成结垢损害地层导致减产。

1 新型加重剂的研制

新型无固相加重剂是一种复合盐,因为单靠一种盐的溶解度不可能达到所配无固相压井液的密度要求，所以必须优选溶解度相对较高的2 种以上的盐来复配组成复合盐。该加重剂是由无机盐和有机盐组成,但是如果靠这2 种盐的自然溶解度来达到所配液体的密度是不可能的。

室内广泛选取廉价的无机盐与有机盐并通过取代反应对2 种物质进行改性以及助溶技术[9]增加了无机盐与有机盐的溶解度，形成可溶性分子间的络合物、缔合物或复盐等来增大其溶解度。例如：复盐是同晶型化合物，由2 种以上的简单盐类组成，因为晶格能较大,复盐晶体较之组成它的简单盐类更稳定。组成复盐的简单盐所电离出的离子与其在水中溶解所电离出的离子相同。复盐可以通过2 种简单盐的混合溶液处于饱和状态下结晶制得，如硫酸铜铵[（NH4）2SO4·CuSO4·6H2O]可以通过CuSO4和（NH4）2SO4的溶液混合结晶而制得。通过该方法研制了新型无固相加重剂，该加重剂最高密度可达1.70 g/cm3（见表1），减少了成本昂贵的甲酸盐的使用，较同级别的甲酸盐体系降低成本50%以上，按甲酸盐高密度压井液市场价计算单井可节约成本上百万元[14-19]。

表1 新型加重剂溶液密度随浓度的变化规律

2 新型压井液体系研制

室内广泛选用廉价的工业盐为基液，以降低压井液体系的综合成本，同时添加少量的表面活性剂起增溶作用，使溶质进入胶束环境,增溶质进入胶束的位置和状态具体由表面活性剂类型和增溶质性质决定。在此基础上添加自行研制的新型加重剂，二者复配后新型加重剂加量由400 g 降到380 g，可进一步降低成本，见表2。

表2 两种盐类优化复配

同时配套研发新型阻垢技术，使体系具有一定的抗钙镁离子污染能力，研制了具有分散阻垢作用的复合药剂，形成高效防垢压井液，见表3。

实验结果表明，压井液体系中加入适当浓度的复配阻垢剂Fc 后防垢效果比不加明显，见图1。

表3 常温下新型压井液防垢实验结果

图1 阻垢对比实验

图1 中未加阻垢剂的29#样品混浊，底部有沉淀；而加入阻垢剂27#、28#样品清澈，未见沉淀物。

由于全部采用廉价材料作为加重剂相比单一甲酸盐体系成本要低很多，可以大幅降低成本，而常规甲酸钾压井液最高密度只能达到1.57g/cm3，而且单方价格就要1.6 万元，超过1.57g/cm3的甲酸盐体系就要用到价格昂贵的甲酸铯，溴盐和锌盐因为有毒有害且腐蚀严重成本也高、油层保护效果差易结垢，与国家新安全环保法不一致，应用受到局限性具体对比见表4。

表4 国内外常用的高密度压井液对比

从表4 可以看出，新型压井液在各个指标方面都具备较大的优势，且外观清澈透明（见图1），具备广阔的应用空间。

图2 压井液外观图

3 新型无固相压井液综合性能评价

1）良好的稳定性。该压井液技术密度突破了1.40 g/cm3的上限，可达1.70 g/cm3，具有良好的稳定性,在140～-1 ℃范围内较稳定无结晶与沉淀出现，见表5。

该技术不含固相成分，不含钙镁等二价离子，全部采用一价盐材料，见表6。表6 实验结果表明，同时通过滤纸过滤称重杂质测试实验，杂质含量极低，表明该技术不含固相成分，不含钙镁等二价离子，全部采用一价盐材料。

表6 不同密度的新型压井液杂质测试

2）良好的抗温性。新型压井液在180 ℃热滚前后密度未发生变化。

3）良好的油层保护性能。该压井液具有较强的抑制页岩膨胀的特性，较好的油层保护性能，岩心渗透率恢复率大于85%，具体数据见表7。

表7 岩心伤害评价实验

4）良好的配伍性和无毒特性。该技术全部采用一价盐离子，具有良好的配伍性，与碳酸氢钠型的地层水不同比例混合未出现沉淀结垢现象（见图2）。

图3 该压井液与地层水配伍性实验

5）良好的流变性。由图3 可以看出，该压井液黏度随着温度的升高黏度降低且具有适宜的黏度，既能提高压井液的流变性，又不会影响现场的泵入难度。

图4 该压井液黏温曲线图

6）较低的腐蚀性。该压井液虽然具有较高的矿化度，但是具有低腐蚀的特性，腐蚀率控制在0.1 mm/a 以内，能够满足现场技术要求，见表9。

表9 压井液腐蚀性评价

4 现场应用

目前该压井液在大港油田西40-18 井成功应用，该井之前采用重钙压井出现了大量的结垢现象，对地层以及管柱造成了堵塞。之后采用了1.60 g/cm3的该压井液体系现场顺利完成了作业，无结垢产生，作业后平均恢复期1 d，平均恢复率100%，日产油6 t，油层保护效果显著。目前该项技术已得到海上油田的青睐，市场应用空间广泛。