深井無固相壓膠塞隔離液的研究與應用

徐珍焱韋西海晁玉滿韓進東湯小琪袁曉紅

（1.西部鉆探青海鉆井公司，甘肅敦煌 736202；2.中國石油集團海洋工程有限公司鉆井事業部，天津 300280；3.華北油田公司勘探開發研究院，河北任丘 062552）

深井無固相壓膠塞隔離液的研究與應用

徐珍焱1韋西海1晁玉滿1韓進東2湯小琪3袁曉紅3

（1.西部鉆探青海鉆井公司，甘肅敦煌 736202；2.中國石油集團海洋工程有限公司鉆井事業部，天津 300280；3.華北油田公司勘探開發研究院，河北任丘 062552）

柴達木盆地深井固井作業中，由于某些鉆井液性能不達標或膠塞封閉不嚴致使部分水泥漿與頂替鉆井液發生絮凝反應等原因，導致固井質量電測儀器下不到井底。為此，研制了無固相壓膠塞隔離液。通過壓膠塞隔離液的抗水泥漿污染性能、高溫穩定性能和沉降穩定性能等評價實驗，優選出深井完井壓膠塞隔離液配方。現場應用結果表明，在膠塞和頂替鉆井液之間的300～500 m的無固相隔離液段，可有效阻止套管內殘留水泥漿與鉆井液發生絮凝反應，并減緩固相顆粒的沉降堆積，保證電測儀器順利下井。使用無固相壓膠塞隔離液的37口深井，完井固井質量電測一次成功率達到了100%，有效縮短了完井作業施工周期。

固井；無固相壓膠塞隔離液；懸浮穩定性；高溫穩定性；柴達木盆地

固井作業完成后，一般要求48 h以后進行固井質量電測，且電測儀器的遇阻高度不能超過限制高度，否則，需要接小鉆具通井，破壞阻卡點，以確保固井質量電測作業順利進行。近年來，柴達木盆地2 500 m以深井完井套管直徑由177.8 mm變更為139.7 mm后，在十余口深井的完井固井質量電測中，由于電測儀器下不到底導致小鉆具通井的高達4口井，不僅延長了鉆井施工周期，更是降低了經濟效益。為了解決固井質量電測儀器遇阻位置超高問題，開展了固井壓膠塞隔離液的技術攻關。

1 聲幅電測儀器遇阻原因分析

此前固井作業替漿流程是固井前采用全井段降低鉆井液固相含量和表觀黏度，繼而直接使用鉆井液替漿的手段，來預防固井質量電測儀器遇阻位置超高。通過分析，導致儀器遇阻位置超高有以下原因。

（1）膠塞在深井長距離下行摩擦過程中，接觸面磨損，膠塞封閉不嚴，導致部分水泥漿殘留在套管壁或直接混入鉆井液，造成水泥漿與鉆井液發生絮凝反應形成近固態膠狀物質，致使儀器遇阻［1］。

（2）替漿用鉆井液含砂量或固相含量高，懸浮能力差，導致固相顆粒在套管的底部堆積形成砂橋。

（3）由于深井井底溫度較高，加之水泥漿在固化過程中放熱，致使套管內的溫度超出正常施工時的溫度，此時如果鉆井液的抗溫性能不達標，則會產生井底鉆井液的高溫稠化，從而影響電測儀器的下行。

2 深井壓膠塞隔離液配方優選

壓膠塞隔離液的作用是清洗套管壁殘留水泥漿以及隔離膠塞和頂替鉆井液，同時阻緩固相顆粒的自然沉降和堆積，因此，需要具有較強的抗污染能力、高溫穩定性和懸浮穩定性［2］。

2.1 沉降穩定劑篩選

為阻止或延緩被清洗的水泥漿膠粒以及頂替鉆井液中固相顆粒下沉、聚集并形成橋架，壓膠塞隔離液必須具有一定黏度和切力，以保證良好的懸浮性能。結合水泥泵車壓力安全問題和頂替漿中固體顆粒沉降距離等因素，套管中隔離液高度控制在300～500 m。由于日常使用的振動篩篩布為120目，因此，取直徑為120 μm的砂粒在48 h以內不能沉降至底部為標準，推算隔離液表觀黏度的最低要求。

計算固體顆粒在液體介質中沉降速度采用斯托克斯（Stokes）公式［3］

式中，v為固體顆粒勻速下沉速度，根據上文條件，v=300/（48×3600）=1.73×10–3m/s；r為鉆井液中砂粒直徑，取120×10–6m；ρ為砂粒密度，取2.50×103kg/cm3；ρ0為隔離液密度，取1.10×103kg/cm3；η為流體表觀黏度，mPa·s。

計算表觀黏度η為25 mPa·s，即配制的隔離液表觀黏度必須達到25 mPa·s時，才能滿足懸浮較大粒徑砂粒的要求。

實驗室選取羧甲基纖維素鈉HV-CMC、增黏劑HB和高分子交聯劑BNG，配制成膠液，分別測量常溫和170 ℃（扎探1井井底溫度）高溫熱滾16 h后的表觀黏度，實驗結果見表1。

表1 沉降穩定劑性能

依據表1實驗結果，考慮到HV-CMC隔離液高溫減稠幅度較大的因素，選取0.8%HB+0.5%BNG復配在壓膠塞隔離液中，作為沉降穩定性助劑。

2.2 高溫穩定劑篩選

參考周小娟［4］等人關于木素磺酸鹽對水泥凝結的影響結果，選取無鉻木質素磺酸鹽FCLS、磺化褐煤SMC以及磺化酚腐殖酸PSC等作為壓膠塞隔離液中的抗高溫穩定劑。通過系列實驗，選取抗高溫性能穩定的配方：0.8%HB+0.5%BNG+2%FCLS+3% SMC+1%PSC，常溫和170 ℃高溫熱滾16 h后的高溫高壓濾失量和表觀黏度見表2。

表2 高溫穩定性實驗結果

從表2可看出，選取的壓膠塞隔離液體系抗高溫性能穩定，且高溫熱滾前后的表觀黏度變化不大，符合表觀黏度大于25 mPa·s的懸浮穩定性要求。

2.3 水泥漿對不同配方隔離液的影響

實驗室分別取自來水、扎探1井鉆井液（膨潤土含量3.4%）、不同含量膨潤土漿，加入2.2所述配方隔離液助劑攪拌均勻，再在攪拌狀態下分別加入水泥漿（密度1.88 g/cm3，水灰比0.46；為直觀計算，水泥漿折算為干灰加量，下同），攪拌100 min，測量體系流變性能，結果見圖1。圖中橫坐標序號分別代表不同基漿配制的壓膠塞隔離液：1—自來水配制；2—1.0%膨潤土漿配制；3—1.5%膨潤土漿配制；4—2.0%膨潤土漿配制；5—2.5%膨潤土漿配制；6—扎探1井井漿配制。

圖1 水泥漿對不同壓塞隔離液表觀黏度的影響

由圖1可看出，常溫下水泥漿對膨潤土漿壓塞隔離液表觀黏度的影響隨膨潤土含量升高逐漸變大，且在扎探1井井漿配制的壓膠塞隔離液中，呈絮凝狀態，說明鉆井液中的活性鈉膨潤土對水泥漿的絮凝作用十分明顯。因此，壓膠塞隔離液基漿以無固相水基為最佳。

2.4 水泥膠粒表面性能實驗

SP-80是高級親油性乳化劑，難溶于水，分散于壓膠塞隔離液體系中，遇到固體顆粒可吸附在其表面，一定程度上阻隔了從套管壁上清洗的水泥膠粒與水分子的直接接觸，因而具有阻止或延緩水泥膠粒凝結并形成強度的作用，再結合有機磺酸鹽能夠有效降低水泥漿反應效率的機理，大大降低了套管內顆粒堆積并形成強度的幾率。

在無固相壓膠塞隔離液中加入不同濃度的SP-80，攪拌加入5%J級高抗水泥，分別取300 mL在常溫及170 ℃高溫下靜置16 h，以金屬棒垂直自然下沉為手段，觀察體系性能變化及金屬棒在壓膠塞隔離液體系中的受阻情況，實驗現象描述見表3。實驗結果表明，水泥膠粒在水化環境中發生凝固反應，而引入了表面活性劑SP-80后，水泥膠粒水化反應受到進一步限制，反應程度明顯降低。

表3 水泥膠粒表面性能改變實驗

2.5 綜合評價實驗

綜合上述系列實驗，調整壓膠塞隔離液配方為：2%FCLS+3%SMC+1.0%PSC+0.5%Na2CO3+0.8%HB +0.5%BNG+1.2%SP-80（水基無固相）。在壓膠塞隔離液體系中加入5%水泥干灰，攪拌均勻，分別靜置于170 ℃中16 h和48 h后，自然冷卻至70 ℃，體系分布均勻，金屬棒豎直插入，能迅速下行，無受阻感。測量48 h后體系表觀黏度為64 mPa·s。實驗結果表明，該隔離液能夠延緩套管內水泥膠粒和鉆井液中砂粒等固相顆粒的自然沉降，也在一定程度上阻止了水泥膠粒之間的凝固反應以及水泥膠粒與鉆井液中活性膨潤土顆粒之間的絮凝反應。

3 現場應用

自2013年7月以來，先后在柴達木盆地各區塊2 500 m以深的37口深井中應用了無固相壓膠塞隔離液，使用后完井固井質量電測一次性成功率100%，電測儀器遇阻位置均未超過15 m的高度限制，固井質量優良。在實踐使用過程中，須注意以下事項：（1）現場配制壓膠塞隔離液時，必須保證無固相，各處理劑材料務必充分溶解，保證充分的結構力；（2）壓膠塞隔離液配制過程中，如遇有較嚴重的起泡現象，可加入適量柴油予以消泡。

4 結論

（1）為解決柴達木盆地深井固井質量電測儀器遇阻問題，研制了無固相壓膠塞隔離液，該體系抗高溫性能好，抗污染能力強，可有效隔離了鉆井液和套管內壁被清洗的水泥漿接觸，避免其發生絮凝反應；具有良好的懸浮穩定性能，有效阻止了套管內鉆井液中的固體砂粒和部分殘留水泥膠粒的沉降聚集，為電測儀器下行創造了無障礙通道。

（2）現場應用結果表明，該體系性能可以滿足柴達木盆地深井固井質量測井需求，對于解決高溫深井固井的同類問題具有一定的借鑒意義。

［1］韓樹祥.海拉爾地區固井壓膠塞隔離液的研制與應用［J］.內蒙古石油化工，2010（15）：136-137.

［2］錢明壯，李邦連.用于深井固井的隔離液［J］.石油鉆采工藝，1985，7（2）：39-42.

［3］鄢捷年.鉆井液工藝學［M］.山東東營：石油大學出版社，2003.

［4］周小娟，邱學青，龐煜霞.木素磺酸鹽對水泥凝結的影響［J］.精細化工，2002，19（S0）：39-41，47.

（修改稿收到日期 2014-06-18）

〔編輯 朱 偉〕

Research and application of solid-free rubber plug press spacer fluid in deep wells

XU Zhenyan1,WEI Xihai1,CHAO Yuman1,HAN Jindong2,TANG Xiaoqi3YUAN Xiaohong3
（1.Qinghai Drilling Company,CNPC Western Drilling Corporation,Dunhuang736202,China;2.CNPC Offshore Engineering Co.,Ltd.Drilling Division,Tianjin300280,China;3.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Huabei Oilfield Company,Renqiu062552,China）

In cementing jobs in deep wells in Qaidam Basin,due to some substandard drilling fluid properties or poor sealing of rubber plug,some cement slurry reacted with displacing drilling fluid and got flocculated,which caused cementing problems and the electric log could not be lowed to hole bottom.For this reason,the solid-free rubber plug pressed spacer fluid was developed.By evaluating experiments on the performances of resistance to cement contamination,high temperature and subsidence stability of rubber plug pressed spacer fluid,the best formula of plug pressed spacer fluid was selected for deep well completions.Field application shows that the solid-free spacer fluid of 300～500 m between the plug and displacing drilling fluid can effectively prevent the remaining cement in the casing from being flocculated with drilling fluid and also slow down settling and piling up of solid particles.In 37 deep wells where solid-free plug spacer fluid was used,the one-time success rate of electric log for completion cementing quality was 100%,effectively shortening the period of completion operations.

cementing;solid-free rubber plug press spacer fluid;suspension stability;high temperature stability;Qaidam Basin

徐珍焱，韋西海，晁玉滿，等.深井無固相壓膠塞隔離液的研究與應用［J］.石油鉆采工藝，2014，36（4）：126-128.

TE256

：B

1000–7393（2014）04–0126–03

10.13639/j.odpt.2014.04.032

徐珍焱，1974年生。1997年畢業于西北大學化工工藝專業，現從事鉆井液技術管理和應用工作，高級工程師。電話：0937-8912583。E-mail：xzy815@sohu.com。