表面活性剂为悬浮剂的双效固井前置液制造技术

本发明专利技术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。

【技术实现步骤摘要】

:本专利技术涉及油田钻井工程
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。
技术介绍
: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
技术实现思路
: 本专利技术在于克服
技术介绍
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。本专利技术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。本专利技术与上述
技术介绍
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专利技术作进一步说明: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将旋转本文档来自技高网...

【技术保护点】
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0.2～1份，加重剂0～420份，水100份。

【技术特征摘要】

【专利技术属性】
技术研发人员：姜涛，谌德宝，肖海东，姜增东，肖志兴，卢庆成，
申请(专利权)人：中国石油天然气集团公司，大庆石油管理局，
类型：发明
国别省市：