專利名稱：一種新型的固井用后置液的制作方法
技術領域：
本發(fā)明屬于鉆井固井領域，具體涉及一種鉆井固井施工中所用的后置液。
背景技術：
后置液在油氣井的技術套管和完井套管固井中使用，當注水泥結束后，開始壓膠塞時使用后置液。
對套管射孔完成井，在固井后電測固井質(zhì)量時，電測儀器遇阻超高一直是困擾鉆井、固井的一個難題。為保證油氣井正常測試及生產(chǎn)，要求在生產(chǎn)套管內(nèi)油、氣層底界以下至少有15m的人工口袋。判斷是否合格的標準是固井施工后電測固井質(zhì)量時，電測儀器的遇阻位置是否在油氣層底界以下并大于15m，如小于15m，則為電測儀器遇阻超高。遇阻超高，一般要用小鉆具鉆除套管內(nèi)的沉積物至碰壓膠塞，這樣不但要增加鉆具的租用、第二次測井等費用，而且要延長建井周期，影響油井的投產(chǎn)；同時，在起、下小鉆具及鉆除套管內(nèi)沉積物時，小鉆具要碰撞、敲打油層套管，在生產(chǎn)套管與水泥環(huán)之間形成微裂縫，從而影響固井質(zhì)量，甚至影響到油氣井的產(chǎn)量及油氣藏的開發(fā)，損失將更大。因此，解決儀器遇阻超高非常重要。
國內(nèi)外已知的后置液配方有①H2O+2％腐植酸鈉+2.5-3％Na2CO3；②華北油田使用的HY-100，然而，隨著鉆井技術、鉆井液技術的發(fā)展，原有的壓塞液性能遭遇了越來越大的困難。不能很好適應越來越多的鉆井液體系、無法有效解決新型泥漿加重劑的固相沉降問題、抗高溫性能和穩(wěn)定性能差，電測儀器遇阻超高越發(fā)嚴重，急需一種新型的固井壓塞液來適應目前鉆井技術發(fā)展的需要。

發(fā)明內(nèi)容
針對現(xiàn)有技術的應用情況，為有效解決電測儀器遇阻超高的現(xiàn)象。對套管壁上清洗下來的水泥顆粒進行有效懸浮，避免其沉淀；同時與鉆井液具有很好的相容性，能有效改變頂替液的流變性，避免高溫降粘或者高溫增稠，并且對頂替液的固相具有很強的懸浮能力，確保壓塞液和頂替液接觸界面穩(wěn)定，在分析原有固井壓塞液的局限性的基礎上，經(jīng)過大量的室內(nèi)實驗，篩選出了一種新型的固井后置液(壓塞液YBP)，通過現(xiàn)場應用，能夠適應多種鉆井液體系及其性能，滿足了現(xiàn)代鉆井和固井的需要。
1.設計思路①通過在共聚物中引入水化能力強、對鹽不敏感、耐溫性能好的基團，使合成的共聚物具有抗高溫、抗污染、抗飽和鹽水的能力；②通過引入適量的強吸附基團，控制共聚物分子量的大小和官能團分布以及強水化基團的作用，使合成的共聚物具有良好的分散性能和穩(wěn)定性能；③通過選擇合理的單體配比及聚合工藝，使合成的共聚物對水泥漿、鉆井液無不良影響，具有廣泛的通用性。
2.技術方案一種新型的固井用后置液，組分包括N2-甲基丙烯酰胺與2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸的共聚物和腐植酸鈉。后置液的組分組成及其重量百分比為共聚物 (5-10)％腐植酸鈉2％其余為水。
共聚物為N2-甲基丙烯酰胺與2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸二次和三次聚合的產(chǎn)物，分子量為8×105～10×105。所述的水為淡水、鹽水或現(xiàn)場水。后置液的應用溫度為30～180℃。
共聚物和腐植酸鈉的加量主要根據(jù)鉆井液的密度、粘度等性能進行調(diào)整的。
3.物理性能本發(fā)明N2-甲基丙烯酰胺與2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸的共聚物和腐植酸鈉復配后為無毒、無揮發(fā)性、無腐蝕性、密度為1.07g/cm3的淡黃色粘稠液體。常溫下長期存放不變質(zhì)，能與水以任何比例互溶，適用溫度為30～180℃。適用于淡水、欠飽和鹽水、飽和鹽水。
本發(fā)明N2-甲基丙烯酰胺與2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸的共聚物和腐植酸鈉復配后的溶液理化指標表

4.性能評價4.1.后置液的懸浮能力評價將后置液與不同的加重劑按一定的比例配制成不同密度的混合物，放置24小時以后測量漿柱的上下密度差，對其懸浮性進行評價。
①本后置液具有很好的懸浮性能。對密度3.14g/cm3和5.0g/cm3的加重劑具有很強的懸浮能力，完全可以滿足現(xiàn)場以重晶石和鐵礦粉為主要加重材料的鉆井液固相的懸浮需要。
②本后置液具有很強的穩(wěn)定性能。漿體靜止24小時后，上下密度差小于0.03g/cm3，沒有明顯沉降現(xiàn)象。
③本后置液具有較好的高溫穩(wěn)定性。在75℃條件下養(yǎng)護24小時，漿柱密度均勻。
4.2.本后置液與鉆井液的相容性能評價①隨著后置液的濃度增加，后置液的結構不斷增強，懸浮能力增加；②隨著后置液加量的上升，鉆井液的流變性得到改善；③后置液與鉆井液的相容性能良好。
4.3.本發(fā)明后置液與水泥漿性能影響評價①本發(fā)明后置液能明顯改善水泥漿的流變性，流性指數(shù)與稠讀系數(shù)與水泥漿原漿相比，都有變好的趨勢。
②隨著本發(fā)明后置液加量的增加，水泥漿逐漸增稠，但仍舊保持著很好的流動性。
4.4.本發(fā)明后置液與水泥漿、鉆井液性能影響實驗評價將本發(fā)明后置液、鉆井液與水泥漿按1∶1∶1混合后測量六速值，評價漿體流變性?？梢钥闯?，本發(fā)明后置液與鉆井液、水泥漿混合后也表現(xiàn)出良好的相容性。
本后置液主要有兩種功能一是具有足夠的懸浮鉆井液固相顆粒的能力，二是不使水泥漿受污染后產(chǎn)生早凝或緩凝作用。該后置液利用合成共聚物的懸浮性、穩(wěn)定性、抗污染性實現(xiàn)對水泥漿顆粒、鉆井液固相的控制，達到降低遇阻高度的目的。通過室內(nèi)實驗和現(xiàn)場應用，證明本發(fā)明后置液滿足了鉆井發(fā)展的需要，該發(fā)明達到了同類產(chǎn)品領先的技術性能。主要表現(xiàn)在1.懸浮能力強，性能穩(wěn)定，能夠滿足高密度頂替液、長時間候凝條件下的CBL-VDL測井需要。是固井壓塞液技術的創(chuàng)新。
2.與鉆井液、水泥漿相容性能良好，可有效改善頂替液的流變性。是固井壓塞液產(chǎn)品的創(chuàng)新。
3.本發(fā)明后置液的應用，降低了CBL-VDL測井遇阻高度。
一般深井的用量比淺井的用量大、濃度高；頂替液密度高的比密度低的用量大，濃度高。鉆井液密度低于1.40g/cm3時100Kg原液與清水按1∶14(V/V)比例混合稀釋，使用效果明顯；使用鐵礦粉做加重劑的比重晶石的用量大、濃度高。按照前述實驗結果，溶液濃度宜在6％～10％之間。
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為3800m；井底靜止溫度最高為105℃；使用井涉及到的鉆井液體系有聚合物體系、乳化原油聚磺體系、可循環(huán)微泡體系、聚合醇體系、聚醚多元醇體系等；使用最高鉆井液密度為1.80g/cm3。平均沉砂高度3.89m，人工井底一次合格率100％。
具體實施例方式
以下通過實施例就本發(fā)明具體說明，其中N2-甲基丙烯酰胺與2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸的共聚物簡寫為BG，腐植酸鈉簡寫為PSC。
實施例1玉1-42井應用的配方是90％現(xiàn)場水+8％BG+2％PSC，完鉆井深3460米，沉砂高度為1.82米。
實施例2鄯平一井應用的配方是88％現(xiàn)場水+10％BG+2％PSC，完鉆井深3702米，沉砂高度為2.37米。
實施例3陵716井應用的配方是92％現(xiàn)場水+6％BG+2％PSC，完鉆井深為3230米，沉砂高度為3.67米。
權利要求
1.一種新型的固井用后置液，其特征在于后置液組分包括N2-甲基丙烯酰胺與2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸的共聚物和腐植酸鈉。
2.根據(jù)權利要求1所述的后置液，其特征在于所述后置液的組分組成及其重量百分比為共聚物 (5-10)％腐植酸鈉2％其余為水。
3.根據(jù)權利要求1或2所述的后置液，其特征在于所述共聚物為N2-甲基丙烯酰胺與2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸二次和三次聚合的產(chǎn)物。
4.根據(jù)權利要求1或2所述的后置液，其特征在于所述共聚物的分子量為8×105～10×105。
5.根據(jù)權利要求3所述的后置液，其特征在于所述共聚物的分子量為8×105～10×105。
6.根據(jù)權利要求2所述的后置液，其特征在于所述的水為淡水、鹽水或現(xiàn)場水。
7.根據(jù)權利要求1或2所述的后置液，其特征在于所述后置液的應用溫度為30～180℃。
全文摘要
一種新型的固井用后置液，屬于鉆井固井領域，具體涉及一種鉆井固井施工中所用的后置液，組分包括N2－甲基丙烯酰胺與2－丙烯酰胺－2－甲基丙磺酸的共聚物和腐植酸鈉。后置液的組分組成及其重量百分比為共聚物(5－10)％、腐植酸鈉2％、其余為水，共聚物為N2－甲基丙烯酰胺與2－丙烯酰胺－2－甲基丙磺酸二次和三次聚合的產(chǎn)物，分子量為8×10
文檔編號C09K8/03GK101081975SQ20061008372
公開日2007年12月5日 申請日期2006年6月2日 優(yōu)先權日2006年6月2日
發(fā)明者蔣鴻, 詹寧, 薛偉強, 俞戰(zhàn)山, 鄒和均, 白興達, 王文智 申請人:吐哈石油勘探開發(fā)指揮部鉆井公司