专利名称：表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液的制作方法
技术领域：
:本发明涉及油田钻井工程技术领域中一种固井前置液，尤其是表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液。
背景技术：
:固井前置液按其功能可以分为冲洗液和隔离液，两者通常组合使用，构成组合型固井前置液，也有把两者合为一体，构成双作用的固井前置液，不管是隔离液，还是一体的双作用前置液都需要使用无机土或高分子聚合物作为悬浮剂来悬浮加重材料。高分子聚合物和无机悬浮剂的加入，一方面对前置液和钻井液、水泥浆的相容性产生不良影响；另外，当高分子聚合物和无机悬浮剂配制成的前置液滞留在界面处时，会降低水泥环的胶结质量，从而影响固井的封固效果及后期的开采作业
发明内容
: 本发明在于克服背景技术中存在的现有固井前置液中加入高分子聚合物级无机悬浮剂影响相容性、水泥环胶结从而影响固井的封固效果及后期的开采作业的问题，而提供表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液。该表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液，能够去除固井前置液中无机土和高分子聚合物在相容性、水泥环胶结方面的不良影响，提高对钻井液的冲洗效果和顶替效果，保障固井质量及后期的开采作业质量。本发明解决其问题可通过如下技术方案来达到:一种表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液，其组分及配比按重量份如下:冲洗悬浮剂12 20份，消泡剂0.2 I份，加重剂O 420份，水100份。所述的冲洗悬浮剂组分及配比按重量份如下:阴离子表面活性剂30 60份，非离子表面活性剂30 60份，有机溶剂0.5 4份，助剂5 10份；所述的阴离子表面活性剂为烷基苯磺酸盐(LAS，ABS)、仲烷基磺酸盐(SAS)、a 一烯烃磺酸盐(AOS)、N 一油酞基.Ν.甲基牛磺酸(洗净剂209)、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠(AES)中任一种；所述的非离子表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚、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种；所述的有机溶剂为醇类溶剂、酮类溶剂或醚类溶剂；所述的有机溶剂为乙醇、异丙醇、丁醇、乙烯乙二醇醚、乙二醇单甲醚、乙二醇单乙醚、乙二醇单丁醚、二缩乙二醇单丁醚或丙酮、甲乙酮；所述的助剂为金属离子鳌合剂；所述的金属离子鳌合剂为三聚磷酸钠、乙二胺四乙酸钠(EDTA)、氮川三乙酸钠(NTA);所述的加重剂为赤铁矿粉或重晶石，赤铁矿粉或重晶石的目数大于200目。本发明与上述背景技术相比较可具有如下有益效果:该表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液，密度适应范围宽，1.0g/cm3 2.50g/cm3可调，抗温达180°C ;可实现紊流和塞流顶替(临界紊流排量1.37m3/min,临界塞流排量1.31m3/min);对油基泥浆具有非常好的清除效果，冲净时间小于5.5min ;对一界面粘附的油基泥浆和水基泥浆具有非常好的冲洗效果，能改善管壁亲水性，提高水泥环界面胶结质量；具有良好的悬浮稳定性及良好的控制失水能力；与油基和水基钻井液具有好的相容性；与水泥浆具有良好的相容性；双效如置液能够提高界面胶结强度，界面胶结强度无损失。下面将结合具体实施例对本发明作进一步说明:实施例1先配制冲洗悬浮剂:取40g脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠(AES)、50g脂肪酸聚氧甲基月旨、3g乙烯乙二醇醚，然后加入7g乙二胺四乙酸钠(EDTA)，搅拌均匀。然后在400g水中加入70g配制的冲洗悬浮剂、0.8g硅油消泡剂后搅拌30min。按密度要求1.30g/cm3，加入200目重晶石粉202g，搅拌均匀即得双效前置液。实施例2其它条件不变，按密度要求1.lg/cm3加入200目重晶石62g。实施例3其它条件不变，按密度要求1.5g/cm3加入200目重晶石361g。实施例4其它条件不变，按密度要求1.7g/cm3加入200目重晶石545g。实施例5冲洗悬浮剂加量从70g调整为67g，其它条件不变，按密度要求1.9g/cm3加入重晶石 749g。实施例6冲洗悬浮剂加量从70g调整为64g，其它条件不变，按密度要求2.lg/cm3加入重晶石 989g。实施例7冲洗悬浮剂加量从70g调整为59g，其它条件不变，按密度要求2.3g/cm3加入重晶石 1288g。实施例8冲洗悬浮剂加量从70g调整为53g，其它条件不变，按密度要求2.5g/cm3加入重晶石 1629g。有机溶剂可作为流型调节剂使用，当需要对流变进行调节时，可根据工况需要另外加入有机溶剂进行加量调节，调节范围为2g 16g。该表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液的性能评价:(I)流变性的评价双效前置液能够依据具体的井况进行流变设计，为了确定不同有机溶剂加量下的流变模式，用青岛ZNN-D6型六速旋转测流变读数，结果见表I。以油套139.7mm,使用215.9mm的钻头为例计算临界紊流排量和临界塞流排量，结果见表2。由表2可以看出，当有机溶剂加量较少，井径扩大率较大时，能够实现塞流顶替，井径扩大率20%时，允许的最大临界塞流排量达到了 1.3ImVmin,当有机溶剂加量较大时，易实现紊流顶替，井径扩大率5%时，临界紊流排量为1.37m3/min。(2)双效前置液的悬浮稳定性双效前置液的密度能够按照施工要求进行调节，且能够适应较宽的密度范围，这就要求双效前置液体系应具有良好的悬浮稳定性能。如果稳定性不好，双效前置液就会出现分层现象，容易形成环空堵塞，造成注替困难，且不能达到有效隔离、顶替钻井液的效果。如果双效前置液体系在深井双级注水泥的双级箍的位置发生沉降，则会阻碍双级箍的循环通道，甚至会造成堵塞，从而导致二级固井施工困难。双效前置液悬浮稳定性试验数据，结果见表3。有机溶剂能够调节双效前置液的流变模式，使之实现紊流或塞流顶替，但是随着有机溶剂加量的增加，双效前置液的切力和粘度在降低，为了验证有机溶剂对双效前置液沉降稳定性能的影响，同时确定有机溶剂的允许最大加量，对双效前置液加入有机溶剂后的沉降稳定性能进行了试验，结果见表4。试验方法是:首先制备一个简易井筒，上、中、下装有放液闸门。将配制好的前置液(约3000mL)加入到沉降稳定性测试仪中，升温至180°C后恒温4h，然后冷却至室温，测定上中下三部分的密度，从上中下三部分的密度差值来评价体系的悬浮稳定性。显然，差值越小，悬浮稳定性越高。试验结果见表3和表4。由表3中数据可以看出，各密度点的双效前置液在室温静止24h密度差小于0.01g/cm3，93°C、180°C下静止4h后上下密度差小于0.02g/cm3。试验结果说明该体系具有良好的悬浮稳定性，在井下环空不会发生固相颗粒沉降堆积影响固井施工。由表4可以看出，实施例1中当有机溶剂加量小于16g时，沉降稳定性能良好，密度差控制在0.02g/cm3,当有机溶剂加量为18g时，常温静止24h上下密度差为0.05g/cm3,在93和180°C下养护4h沉降稳定性小于0.02g/cm3,当有机溶剂加量为20g，常温静止24小时上下密度差为0.15g/cm3，在93和180°C下养护4h上下密度差为0.08g/cm3。因此在配制双效前置液时，有机溶剂加量应控制在4%以下。(3)双效前置液的冲洗效率评价 本实验采用旋转粘度计装置进行冲洗评价试验，具体试验步骤为:①将旋转粘度计的外筒浸泡在钻井液中，并以200r/min下转动Imin(这样的目的是使油基泥浆在外筒上充分的润湿)。②将旋转粘度计的外筒在油基泥浆中静止2min。并记录外筒所粘油基泥浆厚度。③将粘有钻井液的旋转粘度计的外筒浸泡在前置液中，并以200r/min下进行冲洗，直到外筒上的钻井液被完全冲净为止，并记录冲净时间。所用钻井液为油基钻井液和水基钻井液(即现场完井前，经过处理的钻井液)。油基钻井液为现场取油水比分别为90:10和80:20两种油基泥浆(数据见表5)进行冲洗试验，试验结果见表6和表7。水基钻井液以现场取有机硅钻井液和硅基阳离子钻井液为例，进行冲洗试验，试验结果见表8。双效前置液为实施例1加上IOg有机溶剂,对油基泥衆的冲洗,加重的双效前置液的冲洗效果要好于未加重的双效前置液，因为固相颗粒的冲刷作用有助于提高冲洗效果。柴油针对油水比高、粘度低的油基泥浆冲洗效果良好，但是当油水比降低、粘度增大时，冲净时间要明显的延长，因为虽然柴油与油基泥浆具有良好的相容性，但是当油基泥浆粘度增大时，柴油会很难渗透到油基泥浆中，从而对柴油的冲洗效果影响大。而油基泥浆油水t匕、粘度的变化对双效前置液的冲洗效果影响不大，这是因为双效前置液具有一定的粘度和切力，在具有良好相容性的同时，通过在水利机械作用下起到对油浆和油膜的拖拽作用。由表8可以看出，有机硅钻井液和硅基阳离子钻井液，清水的冲净时间分别为
4.5min和4.0min,双效前置液的冲净时间为2.0min,与DCG抗150°C冲洗隔离液和YJC加重泥浆冲洗液相比，冲净时间短，说明双效前置液对水基钻井液具有良好的冲洗效果。(4)前置液与钻井液的相容性评价①流变性相容性评价双效前置液为实施例1加上IOg有机溶剂,试验钻井液选用的是现场取油基钻井液和水基钻井液，油基钻井液密度为1.27g/cm3，水基钻井液密度为1.30g/cm3，试验水泥浆为丁苯胶乳体系，密度为1.90g/cm3。参照API规范GB/T19139-2003标准，在室内将实施例1中的双效前置液与水泥浆、钻井液混合，评价双效前置液与水泥浆和现场钻井液的相容性，试验结果见表9和表10。由表9和表10可以看出，钻井液与双效前置液混合，随着双效前置液掺混量的增大，混浆逐渐变稀，说明双效前置液具有稀释钻井液的作用；水泥浆与双效前置液混合后，随着双效前置液掺混量的增加，其混浆性能变化不大。试验证明该双效前置液与水泥浆、钻井液有良好的相容性，二者之间任意接触均不产生增稠、絮凝现象，因此有利于提高顶替效率和改善水泥环胶结质量。②抗污染稠化相容性
评价水泥浆的稠化时间是固井施工中的一个重要技术指标，是保证固井施工成功的关键因素。隔离液在注替过程中不可避免要和水泥浆混合。为此进行了丁苯胶乳体系与双效前置液以不同比例混合后的180°C稠化实验，结果见表11。双效前置液与水泥浆混合后，在180°C条件下，稠化时间有所延长，双效前置液在水泥浆体系中起到缓凝作用，一定程度上延长稠化时间，对稠化曲线发展无不良影响，满足现场施工的安全要求。(5)界面胶结强度评价通过界面胶结强度试验评价油膜被冲洗后水泥环的界面胶结状况。试验方法:将(按冲洗试验方法)冲洗前冲洗后的圆模放入界面强度装置的圆环中，环空中注满G级水泥浆，60°C养护48h后，在压力机上测其界面胶结强度，结果见表12。从表12中数据可见，双效前置液对水泥界面不但无不良影响，而且可提高水泥环的界面胶结强度。由于双效前置液对界面水泥浆具有分散性，增加了水泥浆的密实性；其次是双效前置液中的表面活性剂成分提高了界面的润湿性能，即水泥浆与界面的亲和能力，从而增强了水泥石与界面胶结强度。表I实例I中不同有机溶剂加量的流变性测量数据表
权利要求
1.一种表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液，其组分及配比按重量份如下:冲洗悬浮剂12 20份，消泡剂0.2 I份，加重剂O 420份，水100份。
2.根据权利要求1所述的表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液，其特征在于:所述的冲洗悬浮剂组分及配比按重量份如下:阴离子表面活性剂30 60份，非离子表面活性剂30 60份，有机溶剂0.5 4份，助剂5 10份。
3.根据权利要求2所述的表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液，其特征在于:所述的阴离子表面活性剂为烷基苯磺酸盐、仲烷基磺酸盐、a 一烯烃磺酸盐、N 一油酞基.N.甲基牛磺酸、脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠中任一种。
4.根据权利要求2所述的表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液，其特征在于:所述的非离子表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚、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种。
5.根据权利要求2所述的表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液，其特征在于:所述的有机溶剂为醇类溶剂、酮类溶剂或醚类溶剂。
6.根据权利要求5所述的表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液，其特征在于:所述的有机溶剂为乙醇、异丙醇、丁醇、乙烯乙二醇醚、乙二醇单甲醚、乙二醇单乙醚、乙二醇单丁醚、二缩乙二醇单丁醚或丙酮、甲乙酮。
7.根据权利要求2所述的表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液，其特征在于:所述的助剂为金属离子鳌合剂。
8.根据权利要求7所述的表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液，其特征在于:所述的金属离子鳌合剂为三聚磷酸钠、乙二胺四乙酸钠、氮川三乙酸钠。
9.根据权利要求1所述的表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液，其特征在于:所述的加重剂为赤铁矿粉或重晶 石，赤铁矿粉或重晶石的目数大于200目ο
全文摘要
本发明涉及表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液。主要解决了现有固井前置液中加入高分子聚合物级无机悬浮剂影响相容性、水泥环胶结从而影响固井的封固效果及后期的开采作业的问题。该双效固井前置液的组分及配比按重量份如下冲洗悬浮剂12～20份，消泡剂0.2～1份，加重剂0～420份，水100份。该表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液，能够去除固井前置液中无机土和高分子聚合物在相容性、水泥环胶结方面的不良影响，提高对钻井液的冲洗效果和顶替效果，保障固井质量及后期的开采作业质量。
文档编号C09K8/508GK103224774SQ20131011018
公开日2013年7月31日 申请日期2013年4月1日 优先权日2013年4月1日
发明者姜涛, 谌德宝, 肖海东, 姜增东, 肖志兴, 卢庆成 申请人:中国石油天然气集团公司, 大庆石油管理局