THR固井前置液的研究與應(yīng)用

任春宇，樊天朝，殷 鵬，白興達(dá)，任嘉偉

(中國(guó)石油西部鉆探吐哈鉆井公司，新疆鄯善 838200)

隨著吐哈油田的深入開發(fā)，油基鉆井液的使用更為頻繁，此類鉆井液會(huì)給固井帶來(lái)一系列技術(shù)難題，如黏附于界面的油基鉆井液或油膜的有效頂替、固井二界面潤(rùn)濕性以及濾餅的有效清除等。此外在原油解卡的事故井固井時(shí)，也會(huì)遇到上述情況。筆者從表面活性劑的乳化和潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)原理著手，結(jié)合滲透劑的滲透機(jī)理，以及固相材料的物理沖刷作用，研制出用于吐哈油田固井的前置液—THR固井前置液。

1 THR前置液配方

THR前置液由陰離子表面活性劑、非離子表面活性劑、降失水劑、滲透劑以及惰性固相材料組成。

2 前置液性能評(píng)價(jià)

2.1 流變性

根據(jù)吐哈油田井底循環(huán)溫度，對(duì)前置液在不同溫度下的流變性進(jìn)行評(píng)價(jià)。將配制好的前置液置于常壓稠化儀中，用六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)定其相應(yīng)溫度下的流變參數(shù)，結(jié)果如表1所示。不同溫度下前置液的剪切速率和剪切應(yīng)力基本滿足線性關(guān)系，說(shuō)明不同溫度下的前置液都接近牛頓流體;隨著溫度的增加，前置液的塑性黏度及動(dòng)切力均小幅降低，說(shuō)明THR前置液具有良好的流變性和一定的高溫穩(wěn)定性。

表1 不同溫度下THR前置液的流變性

2.2 與鉆井液的相容性

按照石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5374—2000《油氣井注水泥前置液使用方法》進(jìn)行相容性檢測(cè)。將前置液與鉆井液按一定的體積比混合，充分?jǐn)嚢韬鬁y(cè)定其流變參數(shù)，并觀察是否有增稠、絮凝或沉淀等現(xiàn)象，結(jié)果如表2所示。

表2 THR前置液對(duì)鉆井液流變性能的影響

隨著前置液用量的增加，混合樣的表觀黏度及塑性黏度減小，說(shuō)明前置液對(duì)鉆井液具有一定的稀釋作用;前置液與鉆井液以不同比例混合時(shí)，并未出現(xiàn)絮凝、增稠、沉淀等現(xiàn)象，表明鉆井液與前置液具有良好的相容性。

2.3 沖洗率

根據(jù)SY/T 5374—2000評(píng)價(jià)前置液的沖洗率，具體方法如下:1)將沖洗裝置中模擬套管的圓模洗凈、擦干，并稱重;2)將模擬套管的圓模浸入鉆井液中10 cm，放置1 min后取出，在空氣中靜置1 min，稱重;3)將黏有鉆井液的圓模放入盛有沖洗液的裝置中，在1 400 r/min轉(zhuǎn)速下沖洗5 min后取出圓模，在空氣中放置1 min，稱重，并計(jì)算沖洗率。沖洗率的計(jì)算公式如下:

式中，A為沖洗率，%;G0為原模具質(zhì)量，g;G1為浸于鉆井液中黏附后模具總質(zhì)量，g;G2為沖洗液沖洗黏附鉆井液后模具總質(zhì)量，g。

不同溫度下前置液的沖洗率如表3所示。白油的沖洗率最高，THR前置液次之，清水效果最差。但白油沖洗后的界面依然是油潤(rùn)濕，不能與水泥漿形成良好的膠結(jié)，影響固井質(zhì)量。而前置液具有與白油相似的沖洗率，還能改善界面的潤(rùn)濕性，且隨著溫度的增加，沖洗率有增大的趨勢(shì)。

表3 不同溫度下前置液的沖洗率

2.4 潤(rùn)濕性

為進(jìn)一步探索前置液改善界面潤(rùn)濕性的能力，對(duì)前置液沖洗后的模擬界面進(jìn)行潤(rùn)濕角測(cè)定，結(jié)果如表4所示。油基鉆井液和原油解卡后的混油鉆井液處理后的界面均屬于油潤(rùn)濕界面，潤(rùn)濕角分別是132°和120°。與油基鉆井液相比，原油解卡后的混油鉆井液的含油量較少，鉆井液與界面作用時(shí)間較短，所以前置液對(duì)該鉆井液處理后的界面的潤(rùn)濕性的改變能力更強(qiáng);溫度升高，促進(jìn)了表面活性劑的潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)這一物理化學(xué)過(guò)程，宏觀表現(xiàn)為前置液對(duì)界面潤(rùn)濕性的改變能力更強(qiáng)。前置液沖洗后的界面的潤(rùn)濕性均達(dá)到了水潤(rùn)濕范圍。

表4 橫擬界面的潤(rùn)濕角 (°)

2.5 前置液對(duì)水泥漿稠化時(shí)間的影響

根據(jù)SY/T 5374—2000評(píng)價(jià)前置液對(duì)水泥漿稠化時(shí)間的影響。配制100%水泥漿以及V前置液∶V水泥漿分別為5∶95、25∶75 和50∶50 的混合液，并按API規(guī)范進(jìn)行稠化時(shí)間實(shí)驗(yàn)，結(jié)果如圖1所示。不同體積比的混合樣并未在100%水泥漿的稠化時(shí)間內(nèi)凝固，說(shuō)明前置液對(duì)水泥漿沒(méi)有促凝作用;混合樣的稠化曲線平滑，且初稠值與水泥漿相近，甚至有所減小，表明前置液對(duì)水泥漿沒(méi)有增稠效果，同時(shí)混合樣也未出現(xiàn)閃凝現(xiàn)象。前置液與水泥漿的相容性良好。

圖1 稠化曲線

2.6 界面膠結(jié)強(qiáng)度

按照SY/T 5374—2000對(duì)模擬井壁和模擬套管進(jìn)行沖洗實(shí)驗(yàn)，然后將水泥漿灌入其中，在50 MPa及80℃的模擬井下環(huán)境中養(yǎng)護(hù)72 h后，在壓力機(jī)上測(cè)定界面剪切膠結(jié)強(qiáng)度。模擬套管與水泥漿的膠結(jié)強(qiáng)度為第一界面膠結(jié)強(qiáng)度，模擬井壁和水泥漿的膠結(jié)強(qiáng)度為第二界面膠結(jié)強(qiáng)度。剪切膠結(jié)強(qiáng)度的計(jì)算方法如下:

式中，P為界面剪切膠結(jié)強(qiáng)度，Pa;F為壓力機(jī)讀數(shù)，N;S為試驗(yàn)用模擬井壁、模擬套管的受力面積，m2。

界面膠結(jié)強(qiáng)度的測(cè)定結(jié)果如表5所示。前置液處理后的第一、第二界面的剪切膠結(jié)強(qiáng)度明顯強(qiáng)于未經(jīng)前置液處理時(shí)。親油性鉆井液在第一界面的作用時(shí)間比第二界面短，且在井壁形成致密的濾餅，此外鉆井液在井壁還具有一定的侵入度，而在套管壁上的僅是黏附的親油性鉆井液或油膜，因此第二界面的膠結(jié)強(qiáng)度低于第一界面的膠結(jié)強(qiáng)度。

表5 界面膠結(jié)強(qiáng)度測(cè)定 MPa

3 微觀分析

將模擬井壁放入油基鉆井液中，以吐哈油田油基鉆井液使用井封固段的平均浸泡時(shí)間作為模擬井壁的浸泡時(shí)間，然后按SY/T 5374—2000進(jìn)行沖洗實(shí)驗(yàn)，并在沖洗后的模擬井壁中灌入水泥漿，在50 MPa及80℃下養(yǎng)護(hù)72 h后，對(duì)沖洗前后模擬井壁表面和膠結(jié)端面進(jìn)行掃描電鏡分析，結(jié)果如圖2和圖3所示。

圖2 沖先前后的模擬井壁表面(200倍)

圖3 膠結(jié)端面(300倍)

沖洗后表面的致密性顯著改變，原本光滑的表面變得較為“粗糙”。滲透劑改變了井壁泥餅的致密性結(jié)構(gòu)，使泥餅結(jié)構(gòu)變得疏松，易于被紊流頂替;同時(shí)加入的固相材料增大了前置液對(duì)井壁表面濾餅的物理刮削作用。

從圖3中可明顯地看到線框內(nèi)水泥漿、殘余濾餅和模擬井壁之間真實(shí)的膠結(jié)情況，界面之間相互咬合，膠結(jié)良好。這種膠結(jié)結(jié)構(gòu)在宏觀上表現(xiàn)為剪切膠結(jié)強(qiáng)度的增強(qiáng)。

4 THR前置液的應(yīng)用

THR前置液在吐哈油田葡4－25、神8－25、英16－6、勝南2－98、玉北14－11井進(jìn)行了應(yīng)用，其中前3口井的完井鉆井液為油包水乳化鉆井液，勝南2－98井在完井時(shí)發(fā)生2次黏卡，均采用原油解卡，玉北14－11井在下套管過(guò)程中發(fā)生黏卡，采用原油解卡。5口井固井質(zhì)量均合格，合格率100%。

5 結(jié)論

1)THR前置液能有效沖洗界面和鉆井液濾餅，沖洗率超過(guò)85%。

2)THR前置液能顯著改善界面潤(rùn)濕性，處理后的最大潤(rùn)濕角為10.1°，達(dá)到水潤(rùn)濕范圍。

3)THR前置液在井底循環(huán)溫度40～80℃范圍內(nèi)具有良好的流變性能，適合紊流頂替，且與鉆井液及水泥漿有良好的相容性。

4)THR前置液能有效改善泥餅表面原本的致密性結(jié)構(gòu)，膠結(jié)界面之間相互咬合，可顯著提高第一、第二界面的膠結(jié)強(qiáng)度。

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