[发明专利]一种高含油泡沫修井压井液的制备方法

说明书

技术领域

本发明涉及一种高含油泡沫修井压井液制备方法，属于油气田开发技术领域。

背景技术

修井作业中常采用在井筒注入压井液的方式平衡地层压力，国内目前大量采用的水基型修井压井液主要有两类，一类有固相，一类无固相，有固相的修井压井液固相对储层伤害大，无固相的修井压井液主要为地层水或盐水，此类压井液自由水进入储层容易造成水锁伤害，导致修井作业结束投产后返排时间长，以上两类修井压井液密度均大于1.00g/cm³,对于低压井在压井过程中漏失严重，这些都严重影响了油井的产量。中国专利号201010115449.4名称为《一种低密度束缚水压井液》公布的压井液密度为1.00g/cm³-1.01g/cm³，基本解决了自由水侵入地层造成的储层水锁伤害，但密度较高，不能解决低压井漏失的问题。如果能降低修井压井液的密度，又能减少自由水对储层造成的水锁损害，就能有效解决低压井修井过程中的压井问题。高含油泡沫作为压井液能够解决以上问题，其密度最低可到0.36g/cm³。

发明内容

本发明的目的是提供一种高含油泡沫修井压井液，泡沫为气液两相稳定泡沫，泡沫流体中原油重量比可达到50%，密度较常规水基修井压井液低，泡沫密度最低可到0.36g/cm³，泡沫能够大幅度减少自由水对储层的水锁伤害，同时能够有效解决低压井漏失问题，有效保护储层。

本发明所述的一种高含油泡沫修井压井液,各组分含量按质量百分比计：增粘抑制剂0.14～0.25%；流型调节剂0.12～0.14%；原油30～50%；油水兼容型发泡剂1.8～2.5%，其余为水。

上述修井压井液制备方法为：在低速搅拌条件下加入增粘抑制剂和流型调节剂配制成水溶液，继续搅拌2-3h,静置水化24h,再混入原油和发泡剂，在低速搅拌条件下将水溶液和原油充分乳化，搅拌时间5min，在高速搅拌条件下发泡制得泡沫压井液；搅拌15min。低速搅拌速度200-300rpm，高速搅拌速度为12000rpm。

上述修井压井液中，所述增粘抑制剂为聚丙烯酰胺钾盐，代号K-PAM，数均分子量为5×106g/mol；

上述修井压井液中，所述流型调节剂为黄原胶,代号XC,数均分子量为2×107g/mol；

上述修井压井液中所述原油为轻质原油；

上述修井压井液中，所述发泡剂为油水兼容型发泡剂DRfoam-Ⅱ。

本发明提供了一种高含油泡沫修井压井液，其中所述油为轻质原油，泡沫修井压井液密度范围在0.36-0.50g/cm³之间，而常规水基压井液密度均大于1.00g/cm³，由此可见，高含油泡沫修井压井液密度比常规压井液低很多，对低压易漏地层的防漏堵漏很有效，原油和水形成的泡沫降低了表面张力，提高了压井液与储层的配伍，对保护储层具有较好的效果。

具体实施方式

本发明下述实施例中实验方法如无特殊说明，均为常规方法。

本发明下述实施例中所用材料、试剂等，如无特殊说明，均可通过商业途径得到。

本发明下述实施例中的聚丙烯酰胺钾盐购买于河南新乡振华修井压井液材料有限公司。

本发明下述实施例中的黄原胶购买于山东中轩生物有限公司。

本发明下述实施例中的油水兼容型发泡剂由中国石油集团钻井工程技术研究院提供。

本发明下述实施例中的轻质原油由吐哈油田吐鲁番采油厂提供。

以下结合具体实施例，对本发明进行详细说明。

实施例1，原油质量百分比为30%的泡沫修井压井液及配制方法。

配方为：水100g+聚丙烯酰胺钾盐0.3g+黄原胶0.2g+原油45g+油水兼容型发泡剂DRfoam-Ⅱ3.2g。

配制方法：在低速搅拌条件下，在100g水中加入0.3g聚丙烯酰胺钾盐和0.2g黄原胶配制成水溶液，继续搅拌2-3h,静置水化24h,再混入45g原油和3.2g发泡剂，在低速搅拌条件下将水溶液和原油充分乳化，搅拌时间5min，在高速搅拌条件下发泡制得泡沫压井液；搅拌15min。低速搅拌速度200-300rpm，高速搅拌速度为12000rpm。