一种高密度无固相气滞塞及其制备方法与流程

1.本发明涉及石油钻进技术领域，尤其涉及一种高密度无固相气滞塞及制备方法。


背景技术：

2.随着油气开发技术的不断发展，深部油气资源成为新的开发热点。然而，在钻井完井施工过程中，钻进含天然气储层时常会发生气侵现象，特别是由气液置换导致的气侵问题较难处理。为了降低在钻完井过程中发生气窜、井涌、溢流、井喷等风险，在欠平衡钻完井作业中需要使用气滞塞技术。目前国内气滞塞技术常用方法主要有两种：冻胶阀和高浓度膨润土浆技术。
3.冻胶阀是将化学交联剂泵入井筒内，在一定温度下发生化学交联而形成高粘度粘弹性胶体，形成阻滞气体通过的胶塞。然而，施工结束后需要将冻胶阀进行化学破胶，在钻井施工中易对钻井液造成污染，破坏体系胶体稳定性。此外，受限于化学交联剂抗温能力不足，冻胶阀应用温度一般不超过150℃。
4.高浓度膨润土浆气滞塞是使用高浓度膨润土浆和增粘等处理剂配置成稠塞打入井下，利用其粘滞性和触变性阻滞下部气体上窜，从而保证起下钻过程中井底处于欠平衡状态。然而，高浓度膨润土浆使用过程中易造成聚磺钻井液粘度升高。
5.深部高温地层使用的钻井液密度往往很大，那么对气滞塞的密度也提出了要求


技术实现要素：

6.本发明旨在提供一种高密度无固相气滞塞及制备方法，可以减缓起钻和下钻过程中井筒内油气的上窜速度，减少排气时间，提高施工安全性。
7.本发明采用的技术方案是：
8.一种高密度无固相气滞塞，按照重量和100％计，包括以下原料：
9.水30％～50％，
10.丙烯基聚合物2％～5％，
11.抗温稳定剂2％～5％；
12.缓蚀剂0.2％～0.5％，
13.碱度调节剂0.1％～3％，
14.无固相加重剂40～65％。
15.进一步地，所述丙烯基聚合物为聚丙烯酸、聚丙烯酸盐、聚丙烯酰胺、丙烯酸
‑
丙烯酰胺共聚物中的一种或多种。
16.进一步地，所述抗温稳定剂为硫代硫酸钠、硫代硫酸中的一种或多种。
17.进一步地，所述缓蚀剂为多元聚羧酸、葡萄糖酸钠中的一种或两种。
18.进一步地，所述碱度调节剂为氢氧化钾、氢氧化钠、无水碳酸钠中的一种。
19.进一步地，所述无固相加重剂为甲酸钾、柠檬酸钾、乙酸钾、硅酸钾、硫酸钾、无固相加重剂hwjz
‑
1(hwjz
‑
1为申请人的一种加重剂产品，具体组成及制备方法参见
cn104610937b《一种环保型高密度无固相加重剂及制备方法》，授权公告日2017.07.21)中的一种或多种。
20.一种高密度无固相气滞塞的制备方法，包含以下步骤，
21.步骤s1，将水、抗温稳定剂、缓蚀剂置于反应釜中，溶解，混合均匀；
22.步骤s2，加入无固相加重剂，搅拌溶解，加重至所需密度；
23.步骤s3，加入碱度调节剂，调整ph值；
24.步骤s4，加入丙烯基聚合物，搅拌均匀，静置。
25.进一步地，所述步骤s3中，调整ph值维持在6～8。
26.进一步地，所述步骤s4中，静置时间4h～8h。
27.本发明的有益效果是：
28.1、本发明提供了一种高密度无固相气滞塞，该气滞塞由水、丙烯基聚合物、抗温稳定剂、缓蚀剂、碱度调节剂和无固相加重剂等组成。其中，丙烯基聚合物用于提高气滞塞的结构强度；抗温稳定剂用于提高气滞塞抗温能力；缓蚀剂用于防止气滞塞对井筒腐蚀；碱度调节剂用于调整气滞塞体系的碱度及稳定性；无固相加重剂用于保证井筒内液柱压力平衡。本发明制得的高密度无固相气滞塞，密度可调节，密度范围1.5g/cm3～1.8g/cm3。加重后，气滞塞不含固相颗粒，即为无固相。
29.2、本发明制得的高密度无固相气滞塞抗温能力强，180℃高温下静恒温15d仍然可保持很好的机械强度和韧性，能够长期耐受180℃高温，可用于深井、超深井长时间静置作业。
30.3、本发明制得的高密度无固相气滞塞可以阻滞或减缓油气上窜，保证施工效率和安全。
具体实施方式
31.在下文中，仅简单地描述了某些示例性实施例。正如本领域技术人员可认识到的那样，在不脱离本发明的精神或范围的情况下，可通过各种不同方式修改所描述的实施例。
32.一种高密度无固相气滞塞，按照重量和100％计，包括以下原料：
33.水30％～50％，
34.丙烯基聚合物2％～5％，
35.抗温稳定剂2％～5％；
36.缓蚀剂0.2％～0.5％，
37.碱度调节剂0.1％～3％，
38.无固相加重剂40～65％。
39.其中，丙烯基聚合物为聚丙烯酸、聚丙烯酸盐、聚丙烯酰胺、丙烯酸
‑
丙烯酰胺共聚物中的一种或多种。抗温稳定剂为硫代硫酸钠、硫代硫酸中的一种或多种。缓蚀剂为多元聚羧酸、葡萄糖酸钠中的一种或两种。碱度调节剂为氢氧化钾、氢氧化钠、无水碳酸钠中的一种。无固相加重剂为甲酸钾、柠檬酸钾、乙酸钾、硅酸钾、硫酸钾、无固相加重剂hwjz
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1(hwjz
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1为申请人的一种加重剂产品，具体组成及制备方法参见cn104610937b《一种环保型高密度无固相加重剂及制备方法》，授权公告日2017.07.21)中的一种或多种。
40.一种高密度无固相气滞塞的制备方法，包含以下步骤，
41.步骤s1，将水、抗温稳定剂、缓蚀剂置于反应釜中，溶解，混合均匀；
42.步骤s2，加入无固相加重剂，搅拌溶解，加重至所需密度；
43.步骤s3，加入碱度调节剂，调整ph值，维持在6～8。
44.步骤s4，加入丙烯基聚合物，搅拌均匀，静置4h～8h。
45.实施例1～4参照上述制备方法实施制得高密度无固相气滞塞，其具体原料组成如下表1所示。
46.表1实施例1～4的原料组成
[0047][0048]
对实施例1～4中配置的气滞塞的密度、ph值以及稳定性测试，检测结果如下表2所示。
[0049]
表2密度、ph值以及稳定性测试结果
[0050][0051]
从检测结果可以看出，本实施例中的气滞塞的密度为1.5～1.8g/cm3，稳定性好。
[0052]
量取300ml实施例1～4中配制的气滞塞，装至内有内衬筒(聚四氟乙烯材质)的高温老化罐中，分别在150℃和180℃条件下静恒温16h。冷却至室温后，开罐，测试流动度。同时对比测试未经高温老化的气滞塞的流动度，测试结果见下表3所示。
[0053]
表3流动度测试结果一
[0054]
项目实施例1实施例2实施例3实施例4流动度(常温)，cm910.49.59流动度(150℃*16h)，cm1311.111.515.5流动度(180℃*16h)，cm14.51212.516.5
[0055]
从对比测试结果可以看出，本实施例中配置的气滞塞经高温老化后，依然保持很好的流动性。即说明气滞塞可耐高温，最高可耐180℃。
[0056]
量取300ml实施例1～4中配制的气滞塞，装至内有内衬筒(聚四氟乙烯材质)的高
温老化罐中，于180℃条件下分别静恒温3d、5d、7d、10d、15d。冷却至室温后，开罐，测试流动度结果见下表4所示。
[0057]
表4流动度测试结果二
[0058]
项目实施例1实施例2实施例3实施例4流动度(180℃*3d)，cm12.512.312.213.5流动度(180℃*5d)，cm11.512.112.412.8流动度(180℃*7d)，cm1111.812.112.5流动度(180℃*10d)，cm11.811.311.712.1流动度(180℃*15d)，cm1211.011.511.3
[0059]
从上表可知，本实施例中配置的气滞塞在180℃高温下静恒温3d、5d、7d、10d、15d后，流动度维持在11cm～12cm左右，仍然保持很好的机械强度和韧性，表观上无脱水、无降解痕迹。即说明气滞塞能够长期耐受180℃高温，可用于深井、超深井长时间静置作业。
[0060]
对实施例1～4配制的气滞塞进行防气窜性能评价，评价结果如表5和表6所示。
[0061]
具体的防气窜性能评价过程如下：
[0062]
(1)将洁净干燥的80
‑
100目石英砂倒入fa无渗透钻井液滤失仪的桶状可透视钻井液杯中至350cm3刻线处，在加入过程中用力摇动、敦实、填平，记为砂床基准界面。然后将300ml气滞塞用玻璃棒引流，沿着钻井液杯内壁从不同方向缓慢、均匀地倒入，注意不要冲坏砂床，并尽量保证在加压前待测样品侵入砂床深度一致。上紧杯盖，固定钻井液杯，接通气源将压力调整到0.69mpa，打开放气阀，测定30min时的砂床漏失量，观察气滞塞侵入砂床的情况，记录侵入深度。
[0063]
(2)卸压，打开杯盖，将洁净干燥的80
‑
100目石英砂倒入fa无渗透钻井液滤失仪的桶状可透视钻井液杯中气滞塞的上部，填充满(模拟含气孔隙性地层)。上紧杯盖，将钻井液杯上下倒转方向，固定钻井液杯，接通气源将压力调整到0.69mpa，打开放气阀，测定观察30min、2h时的气体侵入情况。
[0064]
表5实施例1和实施例2的防气窜性能评价结果
[0065][0066]
表5实施例3和实施例4的防气窜性能评价结果
[0067][0068]
从表4和表5可知，气滞塞对砂床裂缝有明显的封堵效果；反向注气加压，气体没有置换侵入气滞塞中，也没有突破段塞窜入上部砂床。即表明气滞塞可以阻止气体置换侵入，起到防气窜作用。