專利名稱：表面活性劑為懸浮劑的雙效固井前置液的制作方法
技術領域：
:本發明涉及油田鉆井工程技術領域中一種固井前置液，尤其是表面活性劑為懸浮劑的雙效固井前置液。
背景技術：
:固井前置液按其功能可以分為沖洗液和隔離液，兩者通常組合使用，構成組合型固井前置液，也有把兩者合為一體，構成雙作用的固井前置液，不管是隔離液，還是一體的雙作用前置液都需要使用無機土或高分子聚合物作為懸浮劑來懸浮加重材料。高分子聚合物和無機懸浮劑的加入，一方面對前置液和鉆井液、水泥漿的相容性產生不良影響；另外，當高分子聚合物和無機懸浮劑配制成的前置液滯留在界面處時，會降低水泥環的膠結質量，從而影響固井的封固效果及后期的開采作業
發明內容
: 本發明在于克服背景技術中存在的現有固井前置液中加入高分子聚合物級無機懸浮劑影響相容性、水泥環膠結從而影響固井的封固效果及后期的開采作業的問題，而提供表面活性劑為懸浮劑的雙效固井前置液。該表面活性劑為懸浮劑的雙效固井前置液，能夠去除固井前置液中無機土和高分子聚合物在相容性、水泥環膠結方面的不良影響，提高對鉆井液的沖洗效果和頂替效果，保障固井質量及后期的開采作業質量。本發明解決其問題可通過如下技術方案來達到:一種表面活性劑為懸浮劑的雙效固井前置液，其組分及配比按重量份如下:沖洗懸浮劑12 20份，消泡劑0.2 I份，加重劑O 420份，水100份。所述的沖洗懸浮劑組分及配比按重量份如下:陰離子表面活性劑30 60份，非離子表面活性劑30 60份，有機溶劑0.5 4份，助劑5 10份；所述的陰離子表面活性劑為烷基苯磺酸鹽(LAS，ABS)、仲烷基磺酸鹽(SAS)、a 一烯烴磺酸鹽(AOS)、N 一油酞基.Ν.甲基牛磺酸(洗凈劑209)、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉(AES)中任一種；所述的非離子表面活性劑為脂肪醇聚氧乙烯醚、脂肪酸聚氧乙烯酯、脂肪酸聚氧甲基脂、壬基酚聚氧乙烯醚、脂肪酸烷醇酰胺中任一種；所述的有機溶劑為醇類溶劑、酮類溶劑或醚類溶劑；所述的有機溶劑為乙醇、異丙醇、丁醇、乙烯乙二醇醚、乙二醇單甲醚、乙二醇單乙醚、乙二醇單丁醚、二縮乙二醇單丁醚或丙酮、甲乙酮；所述的助劑為金屬離子鰲合劑；所述的金屬離子鰲合劑為三聚磷酸鈉、乙二胺四乙酸鈉(EDTA)、氮川三乙酸鈉(NTA);所述的加重劑為赤鐵礦粉或重晶石，赤鐵礦粉或重晶石的目數大于200目。本發明與上述背景技術相比較可具有如下有益效果:該表面活性劑為懸浮劑的雙效固井前置液，密度適應范圍寬，1.0g/cm3 2.50g/cm3可調，抗溫達180°C ;可實現紊流和塞流頂替(臨界紊流排量1.37m3/min,臨界塞流排量1.31m3/min);對油基泥漿具有非常好的清除效果，沖凈時間小于5.5min ;對一界面粘附的油基泥漿和水基泥漿具有非常好的沖洗效果，能改善管壁親水性，提高水泥環界面膠結質量；具有良好的懸浮穩定性及良好的控制失水能力；與油基和水基鉆井液具有好的相容性；與水泥漿具有良好的相容性；雙效如置液能夠提高界面膠結強度，界面膠結強度無損失。下面將結合具體實施例對本發明作進一步說明:實施例1先配制沖洗懸浮劑:取40g脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉(AES)、50g脂肪酸聚氧甲基月旨、3g乙烯乙二醇醚，然后加入7g乙二胺四乙酸鈉(EDTA)，攪拌均勻。然后在400g水中加入70g配制的沖洗懸浮劑、0.8g硅油消泡劑后攪拌30min。按密度要求1.30g/cm3，加入200目重晶石粉202g，攪拌均勻即得雙效前置液。實施例2其它條件不變，按密度要求1.lg/cm3加入200目重晶石62g。實施例3其它條件不變，按密度要求1.5g/cm3加入200目重晶石361g。實施例4其它條件不變，按密度要求1.7g/cm3加入200目重晶石545g。實施例5沖洗懸浮劑加量從70g調整為67g，其它條件不變，按密度要求1.9g/cm3加入重晶石 749g。實施例6沖洗懸浮劑加量從70g調整為64g，其它條件不變，按密度要求2.lg/cm3加入重晶石 989g。實施例7沖洗懸浮劑加量從70g調整為59g，其它條件不變，按密度要求2.3g/cm3加入重晶石 1288g。實施例8沖洗懸浮劑加量從70g調整為53g，其它條件不變，按密度要求2.5g/cm3加入重晶石 1629g。有機溶劑可作為流型調節劑使用，當需要對流變進行調節時，可根據工況需要另外加入有機溶劑進行加量調節，調節范圍為2g 16g。該表面活性劑為懸浮劑的雙效固井前置液的性能評價:(I)流變性的評價雙效前置液能夠依據具體的井況進行流變設計，為了確定不同有機溶劑加量下的流變模式，用青島ZNN-D6型六速旋轉測流變讀數，結果見表I。以油套139.7mm,使用215.9mm的鉆頭為例計算臨界紊流排量和臨界塞流排量，結果見表2。由表2可以看出，當有機溶劑加量較少，井徑擴大率較大時，能夠實現塞流頂替，井徑擴大率20%時，允許的最大臨界塞流排量達到了 1.3ImVmin,當有機溶劑加量較大時，易實現紊流頂替，井徑擴大率5%時，臨界紊流排量為1.37m3/min。(2)雙效前置液的懸浮穩定性雙效前置液的密度能夠按照施工要求進行調節，且能夠適應較寬的密度范圍，這就要求雙效前置液體系應具有良好的懸浮穩定性能。如果穩定性不好，雙效前置液就會出現分層現象，容易形成環空堵塞，造成注替困難，且不能達到有效隔離、頂替鉆井液的效果。如果雙效前置液體系在深井雙級注水泥的雙級箍的位置發生沉降，則會阻礙雙級箍的循環通道，甚至會造成堵塞，從而導致二級固井施工困難。雙效前置液懸浮穩定性試驗數據，結果見表3。有機溶劑能夠調節雙效前置液的流變模式，使之實現紊流或塞流頂替，但是隨著有機溶劑加量的增加，雙效前置液的切力和粘度在降低，為了驗證有機溶劑對雙效前置液沉降穩定性能的影響，同時確定有機溶劑的允許最大加量，對雙效前置液加入有機溶劑后的沉降穩定性能進行了試驗，結果見表4。試驗方法是:首先制備一個簡易井筒，上、中、下裝有放液閘門。將配制好的前置液(約3000mL)加入到沉降穩定性測試儀中，升溫至180°C后恒溫4h，然后冷卻至室溫，測定上中下三部分的密度，從上中下三部分的密度差值來評價體系的懸浮穩定性。顯然，差值越小，懸浮穩定性越高。試驗結果見表3和表4。由表3中數據可以看出，各密度點的雙效前置液在室溫靜止24h密度差小于0.01g/cm3，93°C、180°C下靜止4h后上下密度差小于0.02g/cm3。試驗結果說明該體系具有良好的懸浮穩定性，在井下環空不會發生固相顆粒沉降堆積影響固井施工。由表4可以看出，實施例1中當有機溶劑加量小于16g時，沉降穩定性能良好，密度差控制在0.02g/cm3,當有機溶劑加量為18g時，常溫靜止24h上下密度差為0.05g/cm3,在93和180°C下養護4h沉降穩定性小于0.02g/cm3,當有機溶劑加量為20g，常溫靜止24小時上下密度差為0.15g/cm3，在93和180°C下養護4h上下密度差為0.08g/cm3。因此在配制雙效前置液時，有機溶劑加量應控制在4%以下。(3)雙效前置液的沖洗效率評價 本實驗采用旋轉粘度計裝置進行沖洗評價試驗，具體試驗步驟為:①將旋轉粘度計的外筒浸泡在鉆井液中，并以200r/min下轉動Imin(這樣的目的是使油基泥漿在外筒上充分的潤濕)。②將旋轉粘度計的外筒在油基泥漿中靜止2min。并記錄外筒所粘油基泥漿厚度。③將粘有鉆井液的旋轉粘度計的外筒浸泡在前置液中，并以200r/min下進行沖洗，直到外筒上的鉆井液被完全沖凈為止，并記錄沖凈時間。所用鉆井液為油基鉆井液和水基鉆井液(即現場完井前，經過處理的鉆井液)。油基鉆井液為現場取油水比分別為90:10和80:20兩種油基泥漿(數據見表5)進行沖洗試驗，試驗結果見表6和表7。水基鉆井液以現場取有機硅鉆井液和硅基陽離子鉆井液為例，進行沖洗試驗，試驗結果見表8。雙效前置液為實施例1加上IOg有機溶劑,對油基泥衆的沖洗,加重的雙效前置液的沖洗效果要好于未加重的雙效前置液，因為固相顆粒的沖刷作用有助于提高沖洗效果。柴油針對油水比高、粘度低的油基泥漿沖洗效果良好，但是當油水比降低、粘度增大時，沖凈時間要明顯的延長，因為雖然柴油與油基泥漿具有良好的相容性，但是當油基泥漿粘度增大時，柴油會很難滲透到油基泥漿中，從而對柴油的沖洗效果影響大。而油基泥漿油水t匕、粘度的變化對雙效前置液的沖洗效果影響不大，這是因為雙效前置液具有一定的粘度和切力，在具有良好相容性的同時，通過在水利機械作用下起到對油漿和油膜的拖拽作用。由表8可以看出，有機硅鉆井液和硅基陽離子鉆井液，清水的沖凈時間分別為
4.5min和4.0min,雙效前置液的沖凈時間為2.0min,與DCG抗150°C沖洗隔離液和YJC加重泥漿沖洗液相比，沖凈時間短，說明雙效前置液對水基鉆井液具有良好的沖洗效果。(4)前置液與鉆井液的相容性評價①流變性相容性評價雙效前置液為實施例1加上IOg有機溶劑,試驗鉆井液選用的是現場取油基鉆井液和水基鉆井液，油基鉆井液密度為1.27g/cm3，水基鉆井液密度為1.30g/cm3，試驗水泥漿為丁苯膠乳體系，密度為1.90g/cm3。參照API規范GB/T19139-2003標準，在室內將實施例1中的雙效前置液與水泥漿、鉆井液混合，評價雙效前置液與水泥漿和現場鉆井液的相容性，試驗結果見表9和表10。由表9和表10可以看出，鉆井液與雙效前置液混合，隨著雙效前置液摻混量的增大，混漿逐漸變稀，說明雙效前置液具有稀釋鉆井液的作用；水泥漿與雙效前置液混合后，隨著雙效前置液摻混量的增加，其混漿性能變化不大。試驗證明該雙效前置液與水泥漿、鉆井液有良好的相容性，二者之間任意接觸均不產生增稠、絮凝現象，因此有利于提高頂替效率和改善水泥環膠結質量。②抗污染稠化相容性
評價水泥漿的稠化時間是固井施工中的一個重要技術指標，是保證固井施工成功的關鍵因素。隔離液在注替過程中不可避免要和水泥漿混合。為此進行了丁苯膠乳體系與雙效前置液以不同比例混合后的180°C稠化實驗，結果見表11。雙效前置液與水泥漿混合后，在180°C條件下，稠化時間有所延長，雙效前置液在水泥漿體系中起到緩凝作用，一定程度上延長稠化時間，對稠化曲線發展無不良影響，滿足現場施工的安全要求。(5)界面膠結強度評價通過界面膠結強度試驗評價油膜被沖洗后水泥環的界面膠結狀況。試驗方法:將(按沖洗試驗方法)沖洗前沖洗后的圓模放入界面強度裝置的圓環中，環空中注滿G級水泥漿，60°C養護48h后，在壓力機上測其界面膠結強度，結果見表12。從表12中數據可見，雙效前置液對水泥界面不但無不良影響，而且可提高水泥環的界面膠結強度。由于雙效前置液對界面水泥漿具有分散性，增加了水泥漿的密實性；其次是雙效前置液中的表面活性劑成分提高了界面的潤濕性能，即水泥漿與界面的親和能力，從而增強了水泥石與界面膠結強度。表I實例I中不同有機溶劑加量的流變性測量數據表
權利要求
1.一種表面活性劑為懸浮劑的雙效固井前置液，其組分及配比按重量份如下:沖洗懸浮劑12 20份，消泡劑0.2 I份，加重劑O 420份，水100份。
2.根據權利要求1所述的表面活性劑為懸浮劑的雙效固井前置液，其特征在于:所述的沖洗懸浮劑組分及配比按重量份如下:陰離子表面活性劑30 60份，非離子表面活性劑30 60份，有機溶劑0.5 4份，助劑5 10份。
3.根據權利要求2所述的表面活性劑為懸浮劑的雙效固井前置液，其特征在于:所述的陰離子表面活性劑為烷基苯磺酸鹽、仲烷基磺酸鹽、a 一烯烴磺酸鹽、N 一油酞基.N.甲基牛磺酸、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉中任一種。
4.根據權利要求2所述的表面活性劑為懸浮劑的雙效固井前置液，其特征在于:所述的非離子表面活性劑為脂肪醇聚氧乙烯醚、脂肪酸聚氧乙烯酯、脂肪酸聚氧甲基脂、壬基酚聚氧乙烯醚、脂肪酸烷醇酰胺中任一種。
5.根據權利要求2所述的表面活性劑為懸浮劑的雙效固井前置液，其特征在于:所述的有機溶劑為醇類溶劑、酮類溶劑或醚類溶劑。
6.根據權利要求5所述的表面活性劑為懸浮劑的雙效固井前置液，其特征在于:所述的有機溶劑為乙醇、異丙醇、丁醇、乙烯乙二醇醚、乙二醇單甲醚、乙二醇單乙醚、乙二醇單丁醚、二縮乙二醇單丁醚或丙酮、甲乙酮。
7.根據權利要求2所述的表面活性劑為懸浮劑的雙效固井前置液，其特征在于:所述的助劑為金屬離子鰲合劑。
8.根據權利要求7所述的表面活性劑為懸浮劑的雙效固井前置液，其特征在于:所述的金屬離子鰲合劑為三聚磷酸鈉、乙二胺四乙酸鈉、氮川三乙酸鈉。
9.根據權利要求1所述的表面活性劑為懸浮劑的雙效固井前置液，其特征在于:所述的加重劑為赤鐵礦粉或重晶 石，赤鐵礦粉或重晶石的目數大于200目ο
全文摘要
本發明涉及表面活性劑為懸浮劑的雙效固井前置液。主要解決了現有固井前置液中加入高分子聚合物級無機懸浮劑影響相容性、水泥環膠結從而影響固井的封固效果及后期的開采作業的問題。該雙效固井前置液的組分及配比按重量份如下沖洗懸浮劑12～20份，消泡劑0.2～1份，加重劑0～420份，水100份。該表面活性劑為懸浮劑的雙效固井前置液，能夠去除固井前置液中無機土和高分子聚合物在相容性、水泥環膠結方面的不良影響，提高對鉆井液的沖洗效果和頂替效果，保障固井質量及后期的開采作業質量。
文檔編號C09K8/508GK103224774SQ20131011018
公開日2013年7月31日 申請日期2013年4月1日 優先權日2013年4月1日
發明者姜濤, 諶德寶, 肖海東, 姜增東, 肖志興, 盧慶成 申請人:中國石油天然氣集團公司, 大慶石油管理局