专利名称：一种新型的固井用后置液的制作方法
技术领域：
本发明属于钻井固井领域，具体涉及一种钻井固井施工中所用的后置液。
背景技术：
后置液在油气井的技术套管和完井套管固井中使用，当注水泥结束后，开始压胶塞时使用后置液。
对套管射孔完成井，在固井后电测固井质量时，电测仪器遇阻超高一直是困扰钻井、固井的一个难题。为保证油气井正常测试及生产，要求在生产套管内油、气层底界以下至少有15m的人工口袋。判断是否合格的标准是固井施工后电测固井质量时，电测仪器的遇阻位置是否在油气层底界以下并大于15m，如小于15m，则为电测仪器遇阻超高。遇阻超高，一般要用小钻具钻除套管内的沉积物至碰压胶塞，这样不但要增加钻具的租用、第二次测井等费用，而且要延长建井周期，影响油井的投产；同时，在起、下小钻具及钻除套管内沉积物时，小钻具要碰撞、敲打油层套管，在生产套管与水泥环之间形成微裂缝，从而影响固井质量，甚至影响到油气井的产量及油气藏的开发，损失将更大。因此，解决仪器遇阻超高非常重要。
国内外已知的后置液配方有①H2O+2％腐植酸钠+2.5-3％Na2CO3；②华北油田使用的HY-100，然而，随着钻井技术、钻井液技术的发展，原有的压塞液性能遭遇了越来越大的困难。不能很好适应越来越多的钻井液体系、无法有效解决新型泥浆加重剂的固相沉降问题、抗高温性能和稳定性能差，电测仪器遇阻超高越发严重，急需一种新型的固井压塞液来适应目前钻井技术发展的需要。
发明内容
针对现有技术的应用情况，为有效解决电测仪器遇阻超高的现象。对套管壁上清洗下来的水泥颗粒进行有效悬浮，避免其沉淀；同时与钻井液具有很好的相容性，能有效改变顶替液的流变性，避免高温降粘或者高温增稠，并且对顶替液的固相具有很强的悬浮能力，确保压塞液和顶替液接触界面稳定，在分析原有固井压塞液的局限性的基础上，经过大量的室内实验，筛选出了一种新型的固井后置液(压塞液YBP)，通过现场应用，能够适应多种钻井液体系及其性能，满足了现代钻井和固井的需要。
1.设计思路①通过在共聚物中引入水化能力强、对盐不敏感、耐温性能好的基团，使合成的共聚物具有抗高温、抗污染、抗饱和盐水的能力；②通过引入适量的强吸附基团，控制共聚物分子量的大小和官能团分布以及强水化基团的作用，使合成的共聚物具有良好的分散性能和稳定性能；③通过选择合理的单体配比及聚合工艺，使合成的共聚物对水泥浆、钻井液无不良影响，具有广泛的通用性。
2.技术方案一种新型的固井用后置液，组分包括N2-甲基丙烯酰胺与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸的共聚物和腐植酸钠。后置液的组分组成及其重量百分比为共聚物 (5-10)％腐植酸钠2％其余为水。
共聚物为N2-甲基丙烯酰胺与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸二次和三次聚合的产物，分子量为8×105～10×105。所述的水为淡水、盐水或现场水。后置液的应用温度为30～180℃。
共聚物和腐植酸钠的加量主要根据钻井液的密度、粘度等性能进行调整的。
3.物理性能本发明N2-甲基丙烯酰胺与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸的共聚物和腐植酸钠复配后为无毒、无挥发性、无腐蚀性、密度为1.07g/cm3的淡黄色粘稠液体。常温下长期存放不变质，能与水以任何比例互溶，适用温度为30～180℃。适用于淡水、欠饱和盐水、饱和盐水。
本发明N2-甲基丙烯酰胺与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸的共聚物和腐植酸钠复配后的溶液理化指标表
4.性能评价4.1.后置液的悬浮能力评价将后置液与不同的加重剂按一定的比例配制成不同密度的混合物，放置24小时以后测量浆柱的上下密度差，对其悬浮性进行评价。
①本后置液具有很好的悬浮性能。对密度3.14g/cm3和5.0g/cm3的加重剂具有很强的悬浮能力，完全可以满足现场以重晶石和铁矿粉为主要加重材料的钻井液固相的悬浮需要。
②本后置液具有很强的稳定性能。浆体静止24小时后，上下密度差小于0.03g/cm3，没有明显沉降现象。
③本后置液具有较好的高温稳定性。在75℃条件下养护24小时，浆柱密度均匀。
4.2.本后置液与钻井液的相容性能评价①随着后置液的浓度增加，后置液的结构不断增强，悬浮能力增加；②随着后置液加量的上升，钻井液的流变性得到改善；③后置液与钻井液的相容性能良好。
4.3.本发明后置液与水泥浆性能影响评价①本发明后置液能明显改善水泥浆的流变性，流性指数与稠读系数与水泥浆原浆相比，都有变好的趋势。
②随着本发明后置液加量的增加，水泥浆逐渐增稠，但仍旧保持着很好的流动性。
4.4.本发明后置液与水泥浆、钻井液性能影响实验评价将本发明后置液、钻井液与水泥浆按1∶1∶1混合后测量六速值，评价浆体流变性。可以看出，本发明后置液与钻井液、水泥浆混合后也表现出良好的相容性。
本后置液主要有两种功能一是具有足够的悬浮钻井液固相颗粒的能力，二是不使水泥浆受污染后产生早凝或缓凝作用。该后置液利用合成共聚物的悬浮性、稳定性、抗污染性实现对水泥浆颗粒、钻井液固相的控制，达到降低遇阻高度的目的。通过室内实验和现场应用，证明本发明后置液满足了钻井发展的需要，该发明达到了同类产品领先的技术性能。主要表现在1.悬浮能力强，性能稳定，能够满足高密度顶替液、长时间候凝条件下的CBL-VDL测井需要。是固井压塞液技术的创新。
2.与钻井液、水泥浆相容性能良好，可有效改善顶替液的流变性。是固井压塞液产品的创新。
3.本发明后置液的应用，降低了CBL-VDL测井遇阻高度。
一般深井的用量比浅井的用量大、浓度高；顶替液密度高的比密度低的用量大，浓度高。钻井液密度低于1.40g/cm3时100Kg原液与清水按1∶14(V/V)比例混合稀释，使用效果明显；使用铁矿粉做加重剂的比重晶石的用量大、浓度高。按照前述实验结果，溶液浓度宜在6％～10％之间。
本后置液在吐哈已使用80余井次，使用井套管下入深度最深为3800m；井底静止温度最高为105℃；使用井涉及到的钻井液体系有聚合物体系、乳化原油聚磺体系、可循环微泡体系、聚合醇体系、聚醚多元醇体系等；使用最高钻井液密度为1.80g/cm3。平均沉砂高度3.89m，人工井底一次合格率100％。
具体实施例方式
以下通过实施例就本发明具体说明，其中N2-甲基丙烯酰胺与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸的共聚物简写为BG，腐植酸钠简写为PSC。
实施例1玉1-42井应用的配方是90％现场水+8％BG+2％PSC，完钻井深3460米，沉砂高度为1.82米。
实施例2鄯平一井应用的配方是88％现场水+10％BG+2％PSC，完钻井深3702米，沉砂高度为2.37米。
实施例3陵716井应用的配方是92％现场水+6％BG+2％PSC，完钻井深为3230米，沉砂高度为3.67米。
权利要求
1.一种新型的固井用后置液，其特征在于后置液组分包括N2-甲基丙烯酰胺与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸的共聚物和腐植酸钠。
2.根据权利要求1所述的后置液，其特征在于所述后置液的组分组成及其重量百分比为共聚物 (5-10)％腐植酸钠2％其余为水。
3.根据权利要求1或2所述的后置液，其特征在于所述共聚物为N2-甲基丙烯酰胺与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸二次和三次聚合的产物。
4.根据权利要求1或2所述的后置液，其特征在于所述共聚物的分子量为8×105～10×105。
5.根据权利要求3所述的后置液，其特征在于所述共聚物的分子量为8×105～10×105。
6.根据权利要求2所述的后置液，其特征在于所述的水为淡水、盐水或现场水。
7.根据权利要求1或2所述的后置液，其特征在于所述后置液的应用温度为30～180℃。
全文摘要
一种新型的固井用后置液，属于钻井固井领域，具体涉及一种钻井固井施工中所用的后置液，组分包括N2－甲基丙烯酰胺与2－丙烯酰胺－2－甲基丙磺酸的共聚物和腐植酸钠。后置液的组分组成及其重量百分比为共聚物(5－10)％、腐植酸钠2％、其余为水，共聚物为N2－甲基丙烯酰胺与2－丙烯酰胺－2－甲基丙磺酸二次和三次聚合的产物，分子量为8×10
文档编号C09K8/03GK101081975SQ20061008372
公开日2007年12月5日 申请日期2006年6月2日 优先权日2006年6月2日
发明者蒋鸿, 詹宁, 薛伟强, 俞战山, 邹和均, 白兴达, 王文智 申请人:吐哈石油勘探开发指挥部钻井公司