[发明专利]一种长效稳定型甲酸盐完井液及其制备方法和应用

说明书

本发明涉及一种长效稳定型甲酸盐完井液，其组成组分和重量份数如下：所述甲酸盐完井液由甲酸盐盐水、降滤失剂、封堵剂、缓冲剂、分散剂、消泡剂、海泡石、加重剂组成；所述甲酸盐盐水为密度1.3‑1.5g/cm³的甲酸盐水溶液；以每100mL甲酸盐盐水计，其余组分的加入量为：降滤失剂1‑3份、封堵剂2‑20份、缓冲剂0.5‑3份、分散剂1‑6份、消泡剂0‑1份、海泡石0‑3份，加重剂根据密度调整使用量。本完井液密度为1.8‑2.5g/cm³，适用井下温度160～200℃的完井作业，200℃静置老化15天后流变性和滤失量良好，沉实度≤1N，满足完井要求，且制备工艺简单，操作方便。

技术领域

本发明属于新材料技术领域，涉及石油钻井工程钻井液，尤其是一种长效稳定型甲酸盐完井液及其制备方法和应用。

背景技术

随着勘探开发技术的进一步发展，超深、超高温、超高压“三超井”的钻探不断增多，因地层压力大，井下温度高，试油完井工序也将日益复杂，且下完井管柱周期较长，因此完井液需在高密度、高温条件下，具有良好的沉降稳定性和流变稳定性，若体系不稳定则会导致完井液在井底沉淀、结块，常造成管柱阻卡、封隔器坐封或解封困难等井下复杂或事故，重晶石的沉降还会对储层造成不可逆的污染伤害。因此良好的完井液性能是保障安全试油完井、减少对油气层损害的关键环节之一。目前难度最高的井普遍分布在塔里木油田，施工深度达6000～9000m、井温120～180℃，完钻钻井液密度普遍在1.8g/cm³左右，后期随着进一步的开发，井底温度将高达180～200℃，所需完井液密度也将更高。

通过检索，发现如下两篇与本发明专利申请相关的专利公开文献：

1、CN 108913109 A公开了一种长效稳定型水基完井液，该完井液在200℃下静恒温30天后仍具有良好的流变性及低滤失量，专利公开文献中仅证明了长期老化后流变性和滤失量满足要求，但无定量表述完井液静置老化后的沉降稳定性是否满足要求。

2、CN 110028938 A公开了一种超高温高密度试油完井液及其制备方法与应用。该试油完井液的密度为1.6-2.4g/cm³。试抗温能力达200℃以上，该温度下依然具有良好的沉降稳定性，但专利公开文献中未提及该完井液体系的滤失量控制情况，根据现场实测该体系滤失量为全失，由此带来对储层的污染将非常大。

根据调研情况显示，目前技术基本满足180℃以下的完井要求，而高于180℃高密度完井液技术，超微体系勉强可满足沉降要求，但在现场应用时多存在滤失量不可控现象，进一步导致重晶石对近井地带储层造成不可逆的伤害，另一方面，现有油基体系在长期静置老化后清液量较大，虽然沉实度小但体系上下密度差大，易造成井筒工作液密度不均匀现象，长期作业依然存在风险。

通过对比，上述专利公开文献与本发明专利申请存在本质的不同。

发明内容

本发明目的在于克服现有技术中的不足之处，提供一种长效稳定型甲酸盐完井液及其制备方法和应用，该完井液密度为1.8-2.5g/cm³，适用井下温度160～200℃的完井作业，200℃静置老化15天后流变性和滤失量良好，沉实度≤1N，满足完井要求，且制备工艺简单，操作方便。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：

一种长效稳定型甲酸盐完井液，其组成组分和重量份数如下：

所述甲酸盐完井液由甲酸盐盐水、降滤失剂、封堵剂、缓冲剂、分散剂、消泡剂、海泡石、加重剂组成；

所述甲酸盐盐水为密度1.3-1.5g/cm³的甲酸盐水溶液；

以每100mL甲酸盐盐水计，其余组分的加入量为：降滤失剂1-3份、封堵剂2-20份、缓冲剂0.5-3份、分散剂1-6份、消泡剂0-1份、海泡石0-3份，加重剂根据密度调整使用量。