1.本发明涉及一种套管外二次固井用置换钻井液，属于钻井液领域。
背景技术：
2.随着油田开发时间的不断延长和开发工作的不断深化，地层的流体场、压力场发生很大变化，加之频繁的油水井措施和修井施工以及井身结构、完井固井质量、管材及腐蚀等诸多因素，使得油水井套管的技术状况越来越差，导致破裂、变形、穿孔、错断等套管损坏现象不断发生。尤其是早期钻井后固井时的水泥返高不能达到地面，导致水泥返高之上的套管一直处在残余的钻井液和地层渗出流体的浸泡中。受此影响，我国东部老油田油水井在经历了十几、二十几年乃至三十几年的开发使用后，部分套管尤其是处于水泥面以上的套管和位于应力节点的部分套管受破坏现象严重。由于套管的损坏，使得注水井无法正常注水，相对应的油井能量无法得到补充，开发方案无法实施；生产井无法正常生产，影响到区块的最终的采收率。因此，为了防止套管进一步损坏，确保油气的正常持续开采，对位于水泥环上部的套管进行防腐防止进一步损坏的技术研究刻不容缓。
3.为了防止套管进一步损坏，确保油气的正常持续开采，需要对位于水泥环上部的套管进行二次固井。而目前井内的原钻井液经过长时间的静置，钻井液中的固相颗粒已经沉降，钻井液中的成分已经发生了变化，流变性也已经改变，丧失了原有性能，同时由于井壁垮塌等原因固体颗粒发生沉积，造成原钻井液难以实现循环。所以需要研究一套具有良好流变性、泥饼薄及与原井残余液具有相容性的置换钻井液体系，对环空内的原残余液进行置换，以及冲洗环空沉积残留物，防止井壁继续垮塌，为套管外二次固井的成功实施奠定基础。
4.由于新的置换钻井液体系需要满足能够有效顶替前钻井液残余液且不发生絮凝反应、具有良好的剪切稀释特性、有效防止井壁坍塌等要求，才能有效对井内的残余钻井液进行替换及对环空沉积残留物进行冲洗。而目前使用的普通泥浆不完全具备这些功能。为此，需要研究一套具有良好流变性、泥饼薄及与原井残余液具有相容性的置换钻井液体系，对环空内的原残余液进行置换，实现有效顶替目前井内钻井液残余液且不发生絮凝反应、具有良好的剪切稀释特性、有效防止井壁坍塌等特性。为最终形成环空水泥石加固并保护套管奠定基础。该研究将对我国东部老油田的套管腐蚀损坏的防治技术以及胜坨油田的继续开发具有重大意义。
技术实现要素：
5.为了解决套管受钻井液和地层渗出流体的腐蚀给石油正常开采带来的难题，本发明提供一种套管外二次固井用置换钻井液，该钻井液具有良好流变性、泥饼薄及与原井残余液具有相容性，对环空内的原残余液进行置换，为最终形成环空水泥石加固并保护套管奠定基础。
6.为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
7.一种套管外二次固井用置换钻井液，其包含以下重量份的组分：水100份，膨润土1-4份，纯碱0.1-0.7份，氢氧化钠0.1-0.5份，页岩抑制剂0.1-0.5份，降滤失剂1～2份，润滑剂1-1.5份，加重剂0～15份。
8.优选地，套管外二次固井用置换钻井液包含以下重量份的组分：水100份，膨润土4份，纯碱0.4份，氢氧化钠0.5份，页岩抑制剂0.5份，降滤失剂1.8份，润滑剂1.5份。
9.优选地，套管外二次固井用置换钻井液包含以下重量份的组分：水100份，膨润土4份，纯碱0.4份，氢氧化钠0.5份，页岩抑制剂0.5份，降滤失剂1.9份，润滑剂1.5份，加重剂15份。
10.根据本发明所述置换钻井液，优选地，所述的页岩抑制剂为氨基聚醇和改性铵盐的一种或多种。
11.根据本发明所述置换钻井液，优选地，所述的降滤失剂为天然高分子降滤失剂和防塌降粘降滤失剂的组合。
12.根据本发明所述钻井液，优选地，所述的天然高分子降滤失剂和防塌降粘降滤失剂的质量比为0.35-0.8:1。
13.单独采用天然高分子降滤失剂，钻井液的粘度会升高，添加防塌降粘滤失剂能够降低钻井液的粘度，在保证钻井液滤失量满足要求的同时，使钻井液具有良好流变性能。在本发明所用天然高分子降滤失剂和防塌降粘降滤失剂配比范围内，钻井液流变性良好、粘度低，可快速促进泥饼形成；若在天然高分子降滤失剂比例增加后，钻井液的粘度会升高，不利于置换钻井液在尺寸较小的管道中流动；当天然高分子降滤失剂比例降低后，钻井液的动切力降低，无法保持对岩屑等良好的悬浮性。
14.根据本发明所述钻井液，优选地，所述的润滑剂为水基润滑剂和矿物油改性润滑剂中的一种或两种。
15.根据本发明所述钻井液，优选地，所述的加重剂为重晶石粉、铁矿粉、石灰石粉和方铅矿粉中的一种或几种。
16.另外，本发明还提供以上所述钻井液在套管外二次固井中的应用。
17.发明人在实际工作中发现套管外残余钻井液粘度往往过高，对其冲洗困难。这是因为钻井液在循环钻进的过程中因受到井底高温的作用，其使用温度较高，高温会降低钻井液的粘度，为提高钻井液在高温下的粘度，在钻井液中会加入增粘剂，比如聚丙烯酰胺等，而套管外的残余钻井液是固井水泥石上方未顶替部分，深度大约几百米，地层温度较低，残余钻井液静止后温度逐渐降低，粘度会升高，此外，在套管外残余钻井液长期向地层内渗透，逐渐丧失水分，进一步提高残余钻井液的粘度。
18.本发明所述置换钻井液各成分相互作用，具有良好的流变性，常温下塑性粘度低，泥饼形成快，与原井残余液相容性良好，可有效顶替前钻井液残余液，并且不会发生絮凝反应，对环空内的原残余液进行置换，为最终形成环空水泥石加固并保护套管奠定基础。
19.与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
20.(1)本发明置换钻井液的在室温下的塑性粘度不超过15mpa
·
s，与原井残余液相容性良好，本发明置换钻井液密度范围为1.02～1.1g/cm3，流变性能优异。
21.(2)本发明置换钻井液耐钙侵性能力强，当矿化度为15000mg/l时，各项性能满足技术指标要求。
22.(3)本发明针对水泥面以上井壁长期受钻井液浸泡易坍塌的问题，加入页岩抑制剂，有利于稳定井壁。
23.(4)本发明提供的置换钻井液与钻井残余液无负反应。
附图说明
24.图1为矿化度对实施例1置换钻井液塑性粘度的影响。
25.图2为矿化度对实施例1置换钻井液动切力的影响。
26.图3为矿化度对实施例1置换钻井液动塑比的影响。
27.图4为矿化度对实施例1置换钻井液初切力/终切力的影响。
具体实施方式
28.应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
29.需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。
30.为了使得本领域技术人员能够更加清楚地了解本发明的技术方案，以下将结合具体的实施例详细说明本发明的技术方案。实施例中，各原始试剂材料均可商购获得，未注明具体条件的实验方法为所属领域熟知的常规方法和常规条件，或按照仪器制造商所建议的条件。
31.本发明所述防塌降粘滤失剂为胜利油田胜华实业有限责任公司复合材料厂生产，型号为fh-j22。天然高分子降滤失剂改性瓜胶、改性植物胶、改性魔芋胶、改性淀粉等天然材料加工而成，型号为nat20。
32.实施例1
33.本实施例配制不加重的套管外二次固井用置换钻井液，该置换钻井液由如下重量份的成分组成：水100重量份，钻井液用膨润土4重量份，纯碱0.4重量份，氢氧化钠0.5重量份，钻井液用氨基聚醇(ds-18)0.5重量份，钻井液用天然高分子降滤失剂(nat20)0.5重量份，钻井液用防塌降粘降滤失剂1.3重量份，水基润滑剂1重量份，钻井液用改性铵盐(fh-j24)0.5重量份。上述组分充分混合后在高速11000r/min条件下搅拌30min即得本实施例置换钻井液。
34.实施例2
35.本实施例配制加重的套管外二次固井用置换钻井液，该置换钻井液由如下重量份的成分组成：水100重量份，钻井液用膨润土4重量份，纯碱0.4重量份，氢氧化钠0.5重量份，钻井液用氨基聚醇(ds-18)0.5重量份，钻井液用天然高分子降滤失剂(nat20)0.7重量份，钻井液用防塌降粘降滤失剂1.2重量份，水基润滑剂1重量份，钻井液用改性铵盐(fh-j24)0.5重量份，钻井液用重晶石粉15重量份。上述组分充分混合后在高速11000r/min条件下搅拌30min即得本实施例置换钻井液。
36.实施例3
37.本实施例配制加重的套管外二次固井用置换钻井液，该置换钻井液由如下重量份的成分组成：水100重量份，钻井液用膨润土2重量份，纯碱0.2重量份，氢氧化钠0.2重量份，钻井液用氨基聚醇(ds-18)0.2重量份，钻井液用天然高分子降滤失剂(nat20)0.3重量份，钻井液用防塌降粘降滤失剂0.7重量份，水基润滑剂1重量份，钻井液用重晶石粉2重量份。上述组分充分混合后在高速11000r/min条件下搅拌30min即得本实施例置换钻井液。
38.实施例4
39.本实施例配制加重的套管外二次固井用置换钻井液，该置换钻井液由如下重量份的成分组成：水100)重量份，钻井液用膨润土3.5重量份，纯碱0.7重量份，氢氧化钠0.1重量份，钻井液用氨基聚醇(ds-18)1重量份，钻井液用天然高分子降滤失剂(nat20)0.7重量份，钻井液用防塌降粘降滤失剂0.9重量份，水基润滑剂0.7重量份，钻井液用改性铵盐(fh-j24)0.7重量份，钻井液用重晶石粉10重量份。上述组分充分混合后在高速11000r/min条件下搅拌30min即得本实施例置换钻井液。
40.对比例1
41.本实施例与实施例2的区别在于，天然高分子降滤失剂和防塌降粘降滤失剂的质量比为1:1，其它均与实施例2相同。
42.对比例2
43.本实施例与实施例2的区别在于，天然高分子降滤失剂和防塌降粘降滤失剂的质量比为0.1:1，其它均与实施例2相同。
44.下面对实施例1-5及对比例1-2的置换钻井液进行评价。
45.根据国标gb/t16783.1-2014中规定的钻井液密度、流变性、api滤失量、泥饼厚度和行业标准sy/t 5613-2016页岩回收率的测定方法，评价实施例1-5及对比例1-2的置换钻井液30℃老化16h后的密度、流变性、api滤失量、泥饼厚度以及页岩回收率，测定结果见表1所示：
46.表1各钻井液性能评价
[0047][0048]
由表1可知，本发明实施例1-4提供的置换钻井液具有优异的流变性和降滤失性能。
[0049]
为评价置换钻井液与原钻井液的相容性能，将实施例1所述置换钻井液与钻井液进行混合，所得结果如下表2所示。
[0050]
配制钻井液，由如下重量份的成分组成：水1000重量份，钻井液用膨润土50重量份，纯碱3重量份，高温降粘降失水剂50重量份，硅氟稀释剂4重量份，磺化酚醛树脂22重量份，聚丙烯酰胺干粉3重量份，抗盐抗高温降失水剂13重量份，烧碱6重量份，水解聚丙烯腈铵盐20重量份，无荧光防塌降失水剂20重量份，阳离子乳化沥青20重量份，羧甲基纤维素钠盐1重量份。上述组分充分混合后在高速11000r/min条件下搅拌30min即得。
[0051]
表2钻井液和置换钻井液混合后的性能评价
[0052][0053][0054]
由表2可知，将实施例1所述置换钻井液与钻井液混合后，混合后的钻井液性能良好，说明置换钻井液与原钻井液具有良好的相容性。
[0055]
在实施例1配置的置换钻井液中分别加入不同量的氯化钙，以验证置换钻井液耐钙侵性能。
[0056]
从图1可以看出，0～22000mg/l的矿化度对钻井液塑性粘度影响较小，整体呈上升趋势。
[0057]
从图2可以看出，0～22000mg/l的矿化度会提高钻井液的动切力，但均位于技术指标5～8pa范围内。
[0058]
从图3可以看出，在矿化度小于20000mg/l时，钻井液的动塑比满足技术指标0.3～0.5，而矿化度超过20000mg/l时，钻井液动塑比不满足要求。
[0059]
从图4可以看出，终切力在此范围的矿化度内满足技术指标6～8pa；而初切力在矿化度小于15000mg/l时满足技术指标2～4pa，超过15000mg/l时不满足要求。
[0060]
从以上研究可以看出，本发明置换钻井液耐受的最高矿化度为15000mg/l。
[0061]
上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。