CN1635046A - 高密度双作用前置液及其制备方法 - Google Patents

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CN1635046A CN 200310116077 CN200310116077A CN1635046A CN 1635046 A CN1635046 A CN 1635046A CN 200310116077 CN200310116077 CN 200310116077 CN 200310116077 A CN200310116077 A CN 200310116077A CN 1635046 A CN1635046 A CN 1635046A
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向兴金
李嗣贵
舒福昌
罗宇维
许明标
罗刚
刘云华
张明霞
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Abstract

本发明公开了一种高密度双作用前置液及其制备方法。在100份清水中加入3～5份悬浮剂、0.3份NaOH后搅拌10～30分钟，加入3～6份降失水剂后搅拌10～30分钟。然后按密度要求加入加重剂140～350份，搅拌2小时，最后加入5～10份清洗剂，搅拌均匀即得高密度双作用前置液。该前置液密度可达2.30g/cm3以上，抗温达230℃，对泥饼和油基泥浆具有非常好的冲洗效果，还具有良好的悬浮稳定性和控制失水能力，并且与钻井液和水泥浆的相容性好，同时具有冲洗和隔离双效作用，可以用于油基泥浆钻进的高温高压油气井固井作业。

Description

高密度双作用前置液及其制备方法
技术领域
本发明涉及固井作业中的一种处理液及其制备方法，具体地说，是一种高密度双作用前置液及其制备方法。
背景技术
目前，在固井作业中，水泥浆体系和大多数钻井液体系不相容。这种不相容会导致高的循环泵压，增加滤液的滤失甚至压漏地层；或者缩短水泥浆的稠化时间，造成施工困难甚至失败。因此，在固井作业时，通常使用前置液来避免上述问题。前置液按其功能可以分为冲洗液和隔离液，冲洗液功能上侧重于稀释钻井液，冲洗净井壁和套管壁，提高对钻井液的顶替效率和水泥环界面胶结质量，而隔离液功能上侧重于隔离开钻井液和水泥浆，防止其相互接触污染。由于冲洗液和隔离液在性能上各有侧重，可以根据井的特点选用，有时往往是组合使用，即冲洗液在前，隔离液在后，性能上互相补充，构成组合前置液。
固井最初采用的前置液为清水，且沿用至今。清水做前置液有一些优点，如与水基钻井液和水泥浆有好的相容性，能在一定程度上稀释水基钻井液，粘度低易形成紊流，对套管和井壁有一定的清洗效果，成本低，就地取材，使用方便等。但用清水做隔离液有明显的不足，如隔离效果差、悬浮能力差、失水量大、密度低等，在复杂井固井中限制了它的应用。
70年代以来，国外前置液有很大的发展，到80年代，前置液已成为系列商品在世界范围内销售，仅美国道威尔公司就有CW7、CW8、CW100、CW101四种冲洗液和Space 1000、Space 1001、Space 3000、Space 3001四种隔离液。其中CW7、CW100、Space 1000、Space 3000用于水基钻井液，而CW8、CW101、Space 1001、Space 3001用于油基钻井液。国内前置液的研究起步较晚，大多数油田仍采用清水或清水加聚合物(或泥浆稀释剂)作前置液，靠水力冲刷来实现清洗和顶替。近十年来，我国也陆续报道了一些适合我国具体情况的隔离液。特别是近十年来，我国前置液也有了迅速的发展，如四川油田研制了柴油-CMC-SP80-重晶石粉和FCLS以及抗钙隔离液；***研制了SNC隔离液；滇黔桂油田研制了CSA隔离液；大庆油田研制了DSF冲洗液，SAPP隔离液，以及用于油基钻井液固井的DMH化学冲洗液等。
在传统的施工中，为了获得好的界面封固质量，常采用低粘度不加重的(获得紊流顶替)冲洗液；当对于高温超压气井固井，因井眼液柱压力下降可能会造成井壁失稳而影响施工安全，要求前置液密度高，不能使用单独的冲洗液，只能使用双作用前置液。双作用前置液性能的设计思路就是，同时具有冲洗和隔离双效作用，以保证施工安全为主。目前，国外大公司(如Halliburton，Philips)已拥有该项技术。而国内尽管在单作用前置液研究方面取得了一些进展，但在用于高温超压气井固井的双作用前置液方面研究不多。
发明内容
本发明的目的是提供一种高密度双作用前置液，该前置液同时具有冲洗和隔离双效作用。
本发明的另一目的是提供该高密度双作用前置液的制备方法。
为实现上述目的，本发明采取以下方案：
A.高密度双作用前置液的重量份配方是：
水                                     100份
清洗剂                                 5～10份
悬浮剂                                 3～5份
NaOH                                   0.3份
降失水剂                               3～6份
加重剂                                 140～350份
其中，清洗剂的配方是：(按清洗剂重量为100wt％计算)
阴离子表面活性剂                       10～50wt％
非离子表面活性剂                       10～50wt％
有机溶剂                               10～50wt％
助剂                                   1～5wt％
水                                     余量
下面就各组分做出详细说明：
1、清洗剂
高温高压井通常采用油基钻井液钻进，必然会在井壁和套管壁上形成油膜和泥饼，而油膜和泥饼是亲油的难以被水润湿，严重影响水泥胶结强度，因此在前置液中必须加入清洗剂，洗净粘附在套管壁上的油浆、油膜及污物，是固井作业的关键步骤。本发明针对油基钻井液特点研制了清洗剂，主要由下列组分组成：
(1)有机溶剂
有机溶剂的最大特点是对油污的溶解速度快，除油效率高，对油垢和高分子有强的溶解和溶胀作用，因此在清洗剂中加入有机溶剂能有效清除井壁和套管壁上油污和油垢。另外，有机溶剂对油基泥浆具有良好的稀释作用。
常用的有机溶剂有醇类溶剂和酮类溶剂，如乙醇、异丙醇、丁醇、乙二醇单甲醚、乙二醇单***、乙二醇单丁醚、二缩乙二醇单丁醚以及丙酮和甲乙酮等。
(2)表面活性剂
表面活性剂作为清洗剂的主要成份，是一类既具有亲油性又同时具有亲水性的“双亲结构”分子，能明显降低溶液的表面张力，具有吸附、润湿、渗透、乳化、分散和增溶等功能。
为了提高清洗剂的抗Ca2+、Mg2+离子的能力，选择的表面活性剂主要有阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂，如烷基苯磺酸盐(LAS、ABS)、仲烷基磺酸盐(SAS)、α-烯烃磺酸盐(AOS)、N-油酰基-N-甲基牛磺酸(洗净剂209)、椰子油烷基二乙醇酰胺、油酸二乙醇酰胺、烷基酚聚氧乙烯醚(OP-40、NP-100)等。
(3)清洗助剂
清洗助剂主要有金属离子螯合剂，如三聚磷酸钠、乙二胺四乙酸钠(EDTA)、氮川三乙酸钠(NTA)等。
总之，清洗剂对油包水钻井液具有强力渗透、增溶、乳化和螯合的复合效果，能在短时间内迅速有效地将附着在套管壁上的油浆、油膜洗净，使井壁及套管壁从“油湿”变成“水湿”状态，有利于为固井作业创造一个清洁的环境。
2、加重剂
对于用于高温超压固井的双作用前置液，需要采用加重剂，以达到所需密度。常用的加重剂有铁矿粉和重晶石。采用铁矿粉加重，由于铁矿粉自身密度大，可使前置液密度升高到2.3g/cm3以上，使用铁矿粉可同时降低粘度和有利于保护储层。铁矿粉目数越大，体系沉降稳定性越好，优选1200目铁矿粉作为前置液加重剂。
3、悬浮剂
由于高密度前置液需要加入大量加重材料，因此要求前置液中加入悬浮剂，以保证前置液的稳定性。另外，从施工角度出发，要求前置液对固相具有一定的悬浮能力，以防止钻井液固体颗粒及冲刷下来的泥饼沉降和堆积，因此必须筛选出合适的悬浮剂。
常用的悬浮剂有羧甲基纤维素、羟乙基纤维素、胍胶、改性淀粉等有机高分子，但这些都存在不抗高温的缺点。本发明采用无机材料悬浮剂，如蒙脱石、单热水白云母、凹凸棒土、高岭石等，无机悬浮剂具有悬浮能力强、热稳定性好和抗盐能力强等特点，配制的前置液适用于高温井。
4、降失水剂
降低前置液的失水量，有助于控制井壁坍塌和减少地层损害，可以在固井施工中大段使用。本发明降失水剂采用水溶性高分子，如AMPS/AA、AMPS/AM/AN、AMPS/AM/IA以及磺化酚醛树脂、磺化褐煤树脂等。在前置液加入这些降失水剂，可使前置液的滤失量小于150ml/30min，7MPa。
B.高密度双作用前置液的制备方法是：
在100份清水中加入3～5份悬浮剂、0.3份NaOH后搅拌10～30分钟，加入3～6份降失水剂后搅拌10～30分钟；然后按密度要求加入加重剂140～350份，搅拌2小时，最后加入5～10份清洗剂，搅拌均匀即得。
本发明的优点是：
(1)前置液密度达2.30g/cm3以上，抗温达230℃；
(2)在较低泵速下(临界紊流上返速度Vc为0.599m/s，临界紊流顶替排量Qc为4.83bbl/min)，可以达到紊流顶替；
(3)对泥饼具有非常好的清除效果，效率可以达90％以上；
(4)对油基泥浆具有非常好的冲洗效果，能改善管壁亲水性；
(5)具有良好的悬浮稳定性；
(6)具有良好的控制失水能力，滤失量小于150ml/30min，7MPa；
(7)与钻井液具有好的相容性；
(8)与水泥浆具有好的相容性；
(9)双作用前置液清洗后的界面胶结强度远远大于未清洗的界面胶结强度，且界面胶结强度损失率小于20％。
具体实施方式
实施例1
先配制清洗剂：取30g N-油酰基-N-甲基牛磺酸、10g烷基酚聚氧乙烯醚OP-40、50g乙二醇单丁醚，然后加入1g氮川三乙酸钠和9g水，搅拌均匀。
在300g水中加入12g凹凸棒土、0.9gNaOH后搅拌20分钟，加入18g磺化酚醛树脂后搅拌20分钟。按密度要求1.8g/cm3加入1200目铁矿粉425g，搅拌2小时后加入30g清洗剂，搅拌均匀即得前置液。
实施例2
其它条件不变，按密度要求2.0g/cm3加入1200目铁矿粉567g。
实施例3
其它条件不变，按密度要求2.1g/cm3加入1200目铁矿粉667g。
实施例4
其它条件不变，按密度要求2.2g/cm3加入1200目铁矿粉728g。
实施例5
其它条件不变，按密度要求2.3g/cm3加入铁矿粉818g。
实施例6
其它条件不变，按密度要求1.8g/cm3加入重晶石476g。
实施例7
其它条件不变，按密度要求2.0g/cm3加入重晶石650g。
实施例8
其它条件不变，按密度要求2.2g/cm3加入重晶石857g。
实施例9
其它条件不变，按密度要求2.3g/cm3加入重晶石977g。
1、对各实施例流变性的评价
为了确定双作用前置液的流变模式，用青岛ZNN-D6型六速旋转测流变读数，结果见第8页的表1。
取井径21.27cm，管外径17.78cm，若裸眼容积附加量按30％计算，最大井径为24.25cm，便可以计算临界紊流上返速度和临界紊流顶替排量，结果见第8页的表2。
由计算可以看出，由铁矿粉和重晶石加重的前置液在较低流速下可以达到紊流顶替。
2、双作用前置液的悬浮稳定性
对于高密度前置液，含有大量固相加重材料。一般说来在垂直井及微斜井内，在动态条件下，固体在液体中的悬浮不成问题，但在大斜度井或水平井内，悬浮就成了应该考虑的主要对象，因为在泵送期间，这些固体颗粒可能会从隔离液中沉降下来，这种沉降物会聚集在大斜度井或水平井段环空的底边，而影响水泥环的胶结质量。固相沉降稳定性问题不仅与前置液的性能有关，还与循环排量有关。所以，紊流前置液的设计准则是在固相颗粒不沉降的情况下，粘度尽量降低。
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℃后恒温2小时，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。试验结果见第8页的表3。
由表3可以看出，双作用前置液在温度作用下最大密度差均小于0.03g/cm3，表明体系具有良好的悬浮稳定性。
3、双作用前置液的冲洗效率评价
在钻井过程中，必然会在井壁上形成一层泥饼，前置液对泥饼清除效果的好坏对固井质量起着至关重要作用。
试验方法：冲洗率是评价前置液清洗效果的一个定量指标。试验方法如下：把模拟套管的装置(W原)在涂抹上油基钻井液；放置老化24h后称重(W总)；然后把装置放入冲洗试验装置中，用80℃前置液以一定速率(0.5-0.6m/s)清洗10min后再称重(W冲)；最后按如下公式计算冲洗率：
冲洗率＝[W总-W冲]/[W总-W原]×100％
双作用前置液为实施例5，实验结果见第9页的表4。实验结果表明，双作用前置液对油基泥浆的冲洗效率可以达到90％以上。
4、前置液与钻井液的相容性评价
参照API规范10，将前置液与油基泥浆以不同比例混合，然后测定热滚前后流变性，结果见第9页的表5和表6。铁矿粉加重前置液为实施例5，重晶石加重前置液为实施例9。
由表5和表6可以看出，油基泥浆与前置液混合，只有在比例为75∶25和25∶75时粘度、切力有一些升高，主要是由于油基泥浆为W/O乳状液，加入前置液，相当水相比例提高，必然会使乳液粘度升高，当比例小于50∶50，水相比例过高，乳状液发生逆转变为O/W，粘度降低。前置液在顶替油基泥浆过程中，形成一小段粘度和切力较高的过渡段，有利于悬浮油基泥浆加重剂和泥饼。总体来说，前置液与油基泥浆是相容的。
5、前置液与水泥浆的相容性评价
5.1流变性
参照API规范10，将前置液与水泥浆以不同比例混合，然后测定其流变性，结果见第10页的表7和表8。铁矿粉加重前置液为实施例5，重晶石加重前置液为实施例9。
由表7和表8可以看出，前置液与水泥浆以任何比例相混，均无絮凝现象，且随着前置液比例的增加，水泥浆的表观粘度下降，改善了水泥浆的流动性。说明前置液与水泥浆具有形成均匀混合体系的能力，不会因化学反应，因此前置液与水泥浆具有良好相容性。
5.2稠化时间
将前置液与水泥浆按一定比例混合，然后按API规范10进行稠化时间试验(试验条件：180℃，110MPa)，结果见第10页的表9。铁矿粉加重前置液为实施例5。
由表9可以看出，掺入前置液的水泥浆稠化时间不比原水泥浆稠化时间短，但也没有明显延长稠化时间，说明前置既不会促凝，也不会使水泥浆超长缓凝。
5.3抗压强度
为了了解前置液对水泥石抗压强度的影响，在水泥浆体系中分别加入5％、25％和50％的前置液和油基钻井液，进行抗压强度试验，结果见第10页的表10。铁矿粉加重前置液为实施例5，重晶石加重前置液为实施例9。
由表10可以看出，随着钻井液和前置液比例的增加，抗压强度逐渐降低；对于同比例的钻井液和前置液相比，混有前置液的水泥浆较混有钻井液的水泥浆的抗压强度要高，表明采用前置液顶替钻井液有助于提高水泥石的抗压强度。
6、界面胶结强度评价
为了评价油膜被冲洗后水泥环的界面胶结状况，进行了界面胶结强度试验。铁矿粉加重前置液为实施例5，重晶石加重前置液为实施例9。
由第10页的表11可以看出，未清洗的界面胶结强度几乎为0，清洗后的界面胶结强度远远大于未清洗的界面胶结强度，且界面胶结强度损失率小于20％，可以满足石油天然气行业标准SY/T5374-2000《油气井注水泥前置液使用方法》的要求。
                    表1双作用前置液在不同密度下的流变性
  密度g/cm3   600/300   200/100   6/3     AVmP.s   PVmP.s     YPPa
  实例1   1.8   31/17   11/6   0/0     15.5   14     1.5
  实例2   2.0   39/21   14/7   0/0     19.5   18     1.5
  实例3   2.1   45/25   16/9   1/1     22.5   20     2.5
  实例4   2.2   50/26   18/10   1/1     25   24     1
  实例5   2.3   54/29   18/10   1/1     27   25     2
  实例6   1.8   24/14   10/6   1/0     12   10     2
  实例7   2.0   40/22   16/8   2/1     20   18     2
  实例8   2.2   51/28   20/11   2/1     25.5   23     2.5
  实例9   2.3   58/31   21/12   2/1     29   27     2
  表2不同密度双作用前置液的临界紊流上返速度和顶替排量
    密度g/cm3   临界紊流上返速度Vc(m/s)   临界紊流顶替排量Qc(bbl/min)
  实例1     1.8   0.44   3.57
  实例2     2.0   0.459   3.70
  实例3     2.1   0.570   4.59
  实例4     2.2   0.532   4.29
  实例5     2.3   0.530   4.29
  实例6     1.8   0.283   2.28
  实例7     2.0   0.510   4.13
  实例8     2.2   0.533   4.30
  实例9     2.3   0.599   4.83
                     表3双作用前置液的悬浮稳定性
  设计密度(g/cm3)     ρ上(g/cm3)     ρ中(g/cm3)   ρ下(g/cm3)   最大密度差(g/cm3)
  实例1   1.8     1.806     1.810   1.813   0.007
  实例2   2.0     2.003     2.005   2.011   0.008
  实例3   2.1     2.090     2.094   2.099   0.009
  实例4   2.2     2.180     2.187   2.191   0.011
  实例5   2.3     2.305     2.309   2.319   0.014
  实例6   1.8     1.793     1.801   1.808   0.015
  实例7   2.0     1.998     2.003   2.017   0.019
  实例8   2.2     2.203     2.211   2.223   0.020
  实例9   2.3     2.291     2.302   2.317   0.026
              表4双作用前置液冲洗效率评价结果
    冲洗前泥浆重量(g)     冲洗后泥浆重量(g)     冲洗率(％)
  实例5     84.2     3.7     95.6
  实例9     86.5     6.8     92.1
      表5实例5前置液与油基泥浆以不同比例混合的流变性
泥浆∶前置液    AVmPa.s     PVmPa.s     YPPa     Φ6/Φ3
100∶0 滚前    104     98     6     8/6
滚后    90     87     3     5/4
95∶5 滚前    108     101     7     9/7
滚后    94     89     5     8/6
75∶25 滚前    145     115     30     11/8
滚后    135     122     13     10/8
50∶50 滚前    84.5     79     5.5     8/6
滚后    67.5     65     2.5     5/4
25∶75 滚前    65     40     25     25/20
滚后    56     26     30     24/21
5∶95 滚前    27     22     5     6/5
滚后    26     22     4     5/4
0∶100 滚前    14     13     1     1/0
滚后    14.5     13     1.5     1/1
注：热滚条件为180℃×4小时
      表6实例9前置液与油基泥浆以不同比例混合的流变性
泥浆∶前置液     AVmPa.s     PVmPa.s     YPPa     Φ6/Φ3
100∶0 滚前     108     101     7     5/3
滚后     92     88     4     4/3
95∶5 滚前     115     107     8     8/7
滚后     102     95     7     7/6
75∶25 滚前     142     119     23     10/7
滚后     130     117     13     9/6
50∶50 滚前     75     70     5     5/4
滚后     59     56     3     4/3
25∶75 滚前     90     68     22     35/30
滚后     76     67     19     30/25
5∶95 滚前     62     55     7     7/5
滚后     56     50     6     6/5
0∶100 滚前     34     33     2     2/1
滚后     29     27     2     2/1
注：热滚条件为180℃×4小时
          表7实例5前置液与水泥浆以不同比例混合的流变性
    水泥浆∶前置液  φ600/φ300  φ200/φ100  φ6/φ3  AVmP.s   PVmP.s   YPPa
    100∶0  191/112  83/52  28/26  95.5   79   16.5
    95∶5  161/112  70/45  20/18  80.5   49   31.5
    75∶25  135/82  63/41  24/22  67.5   53   14.5
    50∶50  137/92  75/60  47/44  68.5   45   23.5
           表8实例9前置液与水泥浆以不同比例混合的流变性
  水泥浆∶前置液   φ600/φ300   φ200/φ100   φ6/φ3   AVmP.s   PVmP.s   YPPa
  100∶0   210/124   90/56   18/13   105   86   19
  95∶5   204/121   87/56   18/13   102   83   19
  75∶25   170/108   83/55   29/25   85   62   23
  50∶50   175/110   85/60   40/35   87.5   65   22.5
      表9实例5前置液对稠化时间的影响
  混合物(体积分数)     稠度读数Bc     稠化时间min
  100％水泥浆     18     272
  5％前置液+95％水泥浆     15.8     300
  25％前置液+75％水泥浆     22     312
     表10前置液和油基钻井液对水泥石抗压强度的影响(MPa)
                     加量(％)
    0     5     25     50
  油基钻井液     25.95     23.00     11.69     0
  实例5前置液     25.95     23.75     18.00     6.31
  实例9前置液     24.36     21.37     15.98     5.76
注：养护条件为230℃×80MPa×24小时。
                 表11水泥环界面胶结强度试验比较
  冲洗液名称         胶结强度(MPa) 胶结强度损失率(％)
未被污染   污染后未清洗   清洗10分钟后
  实例5前置液   3.68   0.01   3.50     4.89
  实例9前置液   3.58   0.01   3.41     4.75

Claims (8)

1.一种高密度双作用前置液，其特征在于，由下列重量份的组份构成：
水                       100份
清洗剂                   5～10份
悬浮剂                   3～5份
NaOH                     0.3份
降失水剂                 3～6份
加重剂                   140～350份
其中，按清洗剂重量为100wt％计算，清洗剂的配方是：
阴离子表面活性剂         10～50wt％
非离子表面活性剂         10～50wt％
有机溶剂                 10～50wt％
助剂                     1～5wt％
水                       余量
2.根据权利要求1所述的高密度双作用前置液，其特征在于：所述的加重剂是铁矿粉和重晶石中的一种。
3.根据权利要求2所述的高密度双作用前置液，其特征在于：所述的加重剂是1200目铁矿粉。
4.根据权利要求1所述的高密度双作用前置液，其特征在于：所述的悬浮剂是蒙脱石、单热水白云母、凹凸棒土、高岭石中的一种。
5.根据权利要求4所述的高密度双作用前置液，其特征在于：所述的悬浮剂是凹凸棒土。
6.根据权利要求1所述的高密度双作用前置液，其特征在于：所述的降失水剂是AMPS/AA、AMPS/AM/AN、AMPS/AM/IA、磺化酚醛树脂、磺化褐煤树脂中的一种。
7.根据权利要求6所述的高密度双作用前置液，其特征在于：所述的降失水剂是磺化酚醛树脂。
8.一种权利要求1所述的高密度双作用前置液的制备方法，其特征在于：在100份清水中加入3～5份悬浮剂、0.3份NaOH后搅拌10～30分钟，加入3～6份降失水剂后搅拌10～30分钟；然后按密度要求加入加重剂140～350份，搅拌2小时，最后加入5～10份清洗剂，搅拌均匀即得。
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