CN103952131B - 改善油基钻井液固井界面胶结质量的工作液及其制备方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了改善油基钻井液固井界面胶结质量的工作液及其制备方法，该工作液由以下组分按重量份配比组成：100份油基钻井液，50‑100份淡水，100‑200份固化剂，0.5‑1份分散剂，10‑15份激活剂，3‑6份调凝剂，50‑100份密度调节剂。所述固化剂为S95级高炉矿渣粉；所述分散剂为壬基酚聚氧乙烯醚；所述激活剂为硅酸钠、碳酸钠、氢氧化钠的混合物；所述调凝剂为木质素磺酸钠与柠檬酸的混合物；所述密度调节剂为重晶石粉、铁矿粉或漂珠。该工作液与井内油基钻井液具有相容性，作为先导浆使用能有效提高固井作业顶替效率，在60‑140℃之间具有良好固化特性，固化后的抗压强度在3MPa以上，有效改善固井界面胶结质量。

Description

改善油基钻井液固井界面胶结质量的工作液及其制备方法
技术领域
本发明涉及一种用于改善盐膏层、页岩气井、大位移井等复杂地层和复杂井采用油基钻井液钻完井后固井界面胶结质量的工作液及制备方法。
背景技术
固井注水泥完成后，套管与水泥环、水泥环与地层这两个界面的胶结质量称为固井界面胶结质量，固井界面胶结质量是油气井安全和寿命的重要因素。良好的固井界面胶结质量有利于封隔井下流体，减少层间互窜，实现分层作业、分层开采、分层改造，从而延长油气井的开采年限。因此，如何提高不同工况下的固井界面胶结质量一直是油气井固井工程领域的研究热点。
油基钻井液是泛指以油作为连续相的钻井液，具有润滑性好、抑制性强、抗高温、储层保护性能好、抗污染能力强等特点。随着深部地层和页岩气等非常规油气资源开发的推进，油基钻井液近年来广泛应用于页岩、盐膏层等复杂地层和大位移井、大斜度井、高温深井、超深井等特殊工艺井的钻井中，很好地解决了水基钻井液抑制性、润滑性等性能不足带来的钻井问题。然而，在另一方面，油基钻井液的使用却给固井界面胶结质量带来了极大的挑战。由于油基钻井液具有粘度高、附着力强的特点，且水基固井前置液、水泥浆与之不具有相容性，对油基钻井液的驱替置换能力有限，在井眼质量较差、施工排量受限或套管居中度较低的情况下，井壁和套管壁上粘附及不规则井段窝存的油基钻井液不易被有效驱替置换，残留的油基钻井液由于自身无法固结，会导致水泥环无法与井壁和套管壁形成有效的胶结，不能满足油气井安全生产的层间封隔要求，给后续的作业和生产带来一系列的问题。
目前，为解决油基钻井液钻完井固井界面胶结质量差的问题，常采用稀释处理后的油基钻井液或配制油基钻井液的基油作为先导浆来提高对油基钻井液的驱替效率。然而稀释处理后的油基钻井液自身不具有固化性能，残留后仍然会大幅降低固井界面胶结质量，此外基油密度要远低于井内油基钻井液密度，在顶替过程中容易发生窜槽以及地层失稳等复杂情况。
发明内容
本发明的目的在于提供改善油基钻井液固井界面胶结质量的工作液，在固井前将工作液作为先导浆，工作液与井内油基钻井液具有良好的相容性，可有效冲刷走井壁上附着的虚泥饼，置换不规则井段内窝存的油基钻井液，有效提高固井作业顶替效率，减少油基钻井液残留对固井界面胶结质量的不良影响。同时由于该工作液中所含固化剂能够在激活剂和温度作用下固化，在与油基钻井液、固井水泥浆掺混或井内残留的情况下固化，从而有效改善油基钻井液钻完井条件下的固井界面胶结质量。
本发明的另一目的在于提供该工作液的制备方法，该制备方法操作简便，实用性强，可广泛应用于油基钻井液条件下的油气井固井施工。
为到达以上技术目的，本发明提供以下技术方案。
改善油基钻井液固井界面胶结质量的工作液，由以下组分按重量份配比组成：100份油基钻井液，50-100份淡水，100-200份固化剂，0.5-1份分散剂，10-15份激活剂，3-6份调凝剂，50-100份密度调节剂。
所述油基钻井液为新鲜配制或现场钻井时的柴油基钻井液或白油基钻井液。
所述固化剂为按照GB/T18046-2008《用于水泥和混凝土中的粒化高炉矿渣》生产的S95级高炉矿渣粉。
所述分散剂为壬基酚聚氧乙烯醚(TX-10)。
所述激活剂为硅酸钠、碳酸钠、氢氧化钠的混合物。
所述调凝剂为木质素磺酸钠与柠檬酸的混合物。
所述密度调节剂为钻井用重晶石粉、铁矿粉或固井用漂珠。
以上物质均为市售。
所述改善油基钻井液固井界面胶结质量的工作液的制备方法，包括：向100份油基钻井液加入50-100份淡水搅拌均匀，再依次加入100-200份固化剂、0.5-1份分散剂搅拌均匀，根据稠化时间要求加入10-15份激活剂、3-6份调凝剂搅拌均匀，根据密度要求加入50-100份密度调节剂搅拌均匀，上述物质均为重量份。
该工作液可有效提高固井作业顶替效率，在与油基钻井液、固井水泥浆掺混或井内残留的情况下固化，改善井壁、套管壁与水泥环之间的胶结质量，从而有效封隔地层。工作液的稠化时间可根据井深与现场作业实际情况对固化剂、激活剂加量调节。工作液的密度可根据地层承压能力与现场实际情况加入密度调节剂配制所需密度。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
(1)该工作液与井内油基钻井液具有较好的相容性，可有效冲刷走井壁上附着的虚泥饼，置换不规则井段内窝存的油基钻井液，减少油基钻井液残留对固井界面胶结质量的不良影响。
(2)该工作液在60-140℃之间都表现出良好的固化特性。
(3)该工作液固化后的抗压强度在3MPa以上，可在与油基钻井液、固井水泥浆掺混或井内残留的情况下固化，有效改善固井界面胶结质量。
(4)该工作液的稠化时间、密度可根据井深与现场作业实际情况调节。
具体实施方式
下述实施例仅对本发明作进一步详细说明，但不构成对本发明的任何限制。
实施例中所用油基钻井液样品说明：
样品1和样品2来自某油气田盐膏层钻进时采用的柴油基钻井液，样品1和样品2主要指标见表1。
样品3和样品4来自某油气田页岩气水平井钻进时采用的白油基钻井液，样品3和样品4主要指标见表2。
表1柴油基油基钻井液主要指标
项目 密度，g/cm3 油水比 应用井深，m 应用温度，℃
样品1 1.90 80:20 5864 125
样品2 2.15 85:15 6789 145
表2白油基油基钻井液主要指标
项目 密度，g/cm3 油水比 应用井深，m 应用温度，℃
样品3 1.85 85:15 3447 93
样品4 1.95 90:10 3679 102
一、改善油基钻井液固井界面胶结质量的工作液的制备
实施例1
取样品1油基钻井液100重量份于烧杯中，加入80重量份水在高速条件下搅拌均匀，加入130重量份S95级矿渣粉，0.5重量份壬基酚聚氧乙烯醚高速搅拌均匀，依次加入3重量份硅酸钠，4重量份碳酸钠，3重量份氢氧化钠，2重量份木质素磺酸钠，3重量份柠檬酸，85重量份重晶石搅拌均匀。
实施例2
取样品2油基钻井液100重量份于烧杯中，加入75重量份水在高速条件下搅拌均匀，加入140重量份S95级矿渣粉，1重量份壬基酚聚氧乙烯醚高速搅拌均匀，依次加入3重量份硅酸钠，3重量份碳酸钠，4重量份氢氧化钠，3重量份木质素磺酸钠，3重量份柠檬酸，95重量份铁矿粉搅拌均匀。
实施例3
取样品3油基钻井液100重量份于烧杯中，加入85重量份水在高速条件下搅拌均匀，加入130重量份S95级矿渣粉，0.7重量份壬基酚聚氧乙烯醚高速搅拌均匀，依次加入4重量份硅酸钠，4重量份碳酸钠，5重量份氢氧化钠，2重量份木质素磺酸钠，1重量份柠檬酸，80重量份重晶石搅拌均匀。
实施例4
取样品4油基钻井液100重量份于烧杯中，加入85重量份水在高速条件下搅拌均匀，加入135重量份S95级矿渣粉，0.8重量份壬基酚聚氧乙烯醚高速搅拌均匀，依次加入4重量份硅酸钠，4重量份碳酸钠，5重量份氢氧化钠，2重量份木质素磺酸钠，2重量份柠檬酸，85重量份重晶石搅拌均匀。
二、改善油基钻井液固井界面胶结质量的工作液的性能测试
(1)工作液工程性能测试
按照国家标准GB19139-2012《油井水泥实验方法》对本发明工作液进行工程性能测试，测试结果见表3。
表3工作液的工程性能测试结果
注：①实例1稠化实验条件为125℃*110MPa*70min，抗压强度养护温度为125℃。
②实例2稠化实验条件为145℃*142MPa*80min，抗压强度养护温度为145℃。
③实例3稠化实验条件为93℃*60MPa*60min，抗压强度养护温度为93℃。
④实例4稠化实验条件为102℃*70MPa*60min，抗压强度养护温度为102℃。
从表3中可以看出，本发明工作液的配制过程简单，同时工程性能优越，具有良好的固化性能，固化后的抗压强度在3MPa以上，能够满足现场作业的要求。
(2)工作液掺混强度测试
对比测试了油基钻井液(样品1～样品4)、本发明工作液(实施例1～实施例4)分别与水泥石按不同比例掺混后的48小时抗压强度及抗压强度降低幅度，测试结果见表4。
表4水泥浆与油基钻井液、工作液掺混后抗压强度及降低幅度(MPa)
注：掺混比例按照水泥浆体积百分比计，各样品和实施例的养护温度条件同表3。
从表4中的测试结果可以看出，由于油基钻井液不具有固化性能，与水泥浆掺混后会大幅降低水泥石抗压强度，掺混比例越高，水泥石抗压强度降低幅度越大。而本发明工作液由于具有可固化性能，虽然在与水泥浆掺混后也会在一定程度上降低水泥石抗压强度，这是因为其自身强度要低于水泥石强度，但是在相同掺混比例条件下的水泥石抗压强度的降低幅度要远小于常规钻井液，表明本发明工作液能够有效地改善掺混条件下的水泥石抗压强度，进而达到改善界面胶结质量的目的。
测试了本发明工作液(实施例1～实施例4)与油基钻井液(样品1～样品4)掺混后的48小时抗压强度，测试结果见表5。
表5工作液与油基钻井液掺混后抗压强度(MPa)
注：掺混比例按照体积百分比计，各实施例的养护温度条件同表3。
从表5中测试结果可以看出，本发明工作液在与油基钻井液掺混后仍然能够保持一定的抗压强度，表面工作液在不规则井段与窝存的油基钻井液掺混后仍能够固化，改善界面胶结与环空封固质量。
(3)工作液胶结强度测试
采用模拟套管对比考察了工作液改善水泥石与套管界面胶结质量的效果，具体实验方法为：油基钻井液(样品1～样品4)或本发明工作液(实施例1～实施例4)倒入模拟套管内浸泡10min使液体在模拟套管表面吸附，然后倒出模拟套管内的油基钻井液或工作液并倒置滴到没有液体滴出为止，再向模拟套管内灌入水泥浆，水浴养护48小时后，测试剪切胶结和水力胶结强度，测试结果如表6所示。
表6水泥石与套管界面剪切胶结强度(MPa)
注：各样品和实施例的养护温度条件同表3。
从表6中的测试结果可以看出，由于油基钻井液不具有固化性能使得水泥石与套管的界面胶结强度很低，而本发明工作液由于可以凝结固化形成具有一定强度的固化体，能够极大地改善水泥石与套管界面胶结质量。
采用模拟岩芯对比考察了工作液改善水泥石与地层界面胶结质量的效果，具体实验方法为：将岩芯放入分别装有油基钻井液(样品1～样品4)的滚子加热炉老化罐内，在滚子加热炉中滚30min使油基钻井液在岩芯表面形成滤饼，然后将岩芯取出，将一半岩芯放入模具内灌入水泥浆，水浴养护48小时后，测试剪切胶结强度，再将另一半岩芯对应放入装有本发明工作液(实施例1～实施例4)的老化罐内，在滚子加热炉中滚30min使工作液与油基钻井液之间发生驱替置换作用，然后取出岩芯放入模具内灌入水泥浆，水浴养护48小时后，测试剪切胶结强度，测试结果如表7所示。
表7水泥石与岩芯界面剪切胶结强度(MPa)
注：各样品和实施例的养护温度条件同表3。
从表7中的测试结果可以看出，在油基钻井液中滚动后的岩芯与水泥石界面剪切胶结强度要远低于先在油基钻井液中滚动再在本发明工作液中滚动后的岩芯与水泥石界面剪切胶结强度，这表明油基钻井液滤饼可被本发明工作液有效驱替置换，且由于工作液可以凝结固化形成具有一定强度的固化体，能够较好地改善水泥石与地层的界面胶结质量。

Claims (2)

1.改善油基钻井液固井界面胶结质量的工作液，由以下组分按重量份配比组成：100份油基钻井液，50-100份淡水，100-200份固化剂，0.5-1份分散剂，10-15份激活剂，3-6份调凝剂，50-100份密度调节剂；所述油基钻井液为柴油基钻井液或白油基钻井液；所述固化剂为S95级高炉矿渣粉；所述分散剂为壬基酚聚氧乙烯醚；所述激活剂为硅酸钠、碳酸钠、氢氧化钠的混合物；所述调凝剂为木质素磺酸钠与柠檬酸的混合物；所述密度调节剂为重晶石粉、铁矿粉或漂珠。
2.如权利要求1所述的改善油基钻井液固井界面胶结质量的工作液的制备方法，包括：向100份油基钻井液加入50-100份淡水搅拌均匀，再依次加入100-200份固化剂、0.5-1份分散剂搅拌均匀，根据稠化时间要求加入10-15份激活剂、3-6份调凝剂搅拌均匀，根据密度要求加入50-100份密度调节剂搅拌均匀，上述物质均为重量份。
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