套损井耐温抗盐化学堵剂室内研究与评价

卢培华 孟祥娟 李 玮 张爱良

（1.中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院，新疆 库尔勒 841000；2.中国石油塔里木油田分公司质量检测中心，新疆 库尔勒 841000；3.中国石油塔里木油田分公司天然气事业部，新疆 库尔勒 841000）

0 引言

为了控水稳油，油田套损化学修复的潜力值得发掘。为了更好地解决油水井套损、水层封堵、封窜堵漏等方面的问题，提高油田水驱动用储量和采收率，减少井下作业劳动强度，降低油水井生产作业成本，提高油气开发经济效益，重点针对套管破损、穿孔、窜槽漏失等问题，开发研制低成本、低伤害、高强度、微膨胀的化学堵封堵技术。近年来，油田采取了一些控水技术措施，加大了开发力度，但是一些套漏套变套损的井，施工难度大，常规的水泥浆封窜、封堵，由于其固化体收缩效应，出现堵而不死，再次套损井窜漏现象，水泥浆封堵／年，在精确定位套损部位后，择优选取挤水泥下封隔器、下胀管补贴等措施补漏，对已发生套损井实施了补漏，部分井恢复了生产。

针对中国石油塔里木油田公司套损现状和分布规律，制定多学科协作的套损井综合“防”“诊作业容易出现闪凝、聚凝，造成复杂的“灌香肠“插旗杆”等井下事故，严重地影响了油田化学封堵［1技术的发展。因此，开展套损井耐温抗盐化学堵剂”］研究是必要的。“治”对策，对于已发生套损的井，采取井下作业坐封打压、工程测井、静温梯度法3 种技术综合找漏。找漏结果统计表明，1998-2010 年，已有100 余口油水井发生套损，套损总体发生速率为14～16 井次

1 实验部分

1.1 原料

1）化学堵剂。耐温抗盐套损井化学堵漏剂LTTD，西南石油大学生产。LTTD 堵剂是由支撑剂、膨胀型活性填充剂（亚纳米材料）、活性微晶增强剂（亚纳米材料）、超细微晶聚合物、增韧剂、水硬性胶凝材料及其他辅助材料经过颗粒级配后精细加工复合而成的灰褐色粉末状物质，其密度为3.15～3.2 g／cm3，可配制1.30～1.60 g／cm3密度的浆体。

2）G 级油井水泥。由四川嘉华水泥厂生产，系高抗油井水泥。

3）盐水。塔里木油区现场钙质地层水，矿化度25×104mg／L。

1.2 实验仪器

WO5-9905 瓦伦搅拌剂，沈阳航空工业大学生产；岩心流动实验仪，西南石油大学生产；KZY-30 电动抗折仪，沈阳天平仪器厂生产；CSS-2005电子万能压力试验机，长春紧密仪器厂生产；XCJ-40 冲击试验机，河北承德材料实验机厂生产；ZNN-D6 黏度计，青岛海信仪器厂生产；JHPZ-Ⅱ型高温高压智能膨胀测试仪，荆州创联石油科技仪器厂生产。

1.3 实验方法

1）制浆。堵剂按水灰比0.833直接清水配制；G级水泥按水灰比0.44，参照GB10238-1998配浆。

2）封堵强度测定［2］。取外径∅25 mm×2 mm×80 mm的钢管，置于岩心流动实验仪中，底部有医用纱布作衬底，将5 g石英砂（20目）和一定水灰比的堵剂溶液倒入钢管中，按岩心流动实验仪操作程序，在10 MPa压力条件下，用清水进行堵剂动态滤失1～2次，在实验温度下养护48 h成实验模块，在排量为5 mL／min条件下进行清水顶驱，当出口第一滴水流出时的压力为封堵强度。

3）稠化时间测定［3］。堵剂按0.833 水灰比配制成溶液，按照GB／T19139-2003 规定方法进行试验。

4）膨胀率测定［4］。堵剂按0.833 水灰比配制成溶液，参照JHPZ-Ⅱ型高温高压智能膨胀测试仪操作规程进行测定。

5）堵浆的工程性能测试。按APIAPEC.10 标准测定流变性。

2 实验结果及分析研究

2.1 堵剂的抗温性能

堵剂按0.833 水灰比，参照“封堵强度实验方法”进行实验，不同温度养护48 h 后进行测定，结果见图1。

图1 堵剂抗温性能

堵剂封堵随不同温度下的走势呈向上的趋势，但在温度超过110 ℃时，其走势趋向水平线，没有多大变化。说明在温度超过110 ℃时，堵剂的结构强度趋于稳定，堵剂具有抗温性能。

2.2 堵剂的抗盐性能

选择不同矿化度的盐水进行配制和养护，室内选择了4 种不同矿化度的盐水：Ca2+=250 000 mg／L，Mg2+=15 000 mg／L，Cl-=120 000 mg／L，总矿化度=270 000 mg／L，养护48 h 后进行测定，结果见图2。

图2 堵剂的抗盐性能

无论单独无机盐或复合盐，其矿化度不同的地层水对堵剂的封堵强度几乎没有影响，即堵剂有很好的抗盐能力。堵剂中的抗盐材料，能够克服各种矿化度的盐类入侵，表现出良好的抗盐特性，也能抑制塔里木油田高盐的侵蚀。

2.3 堵剂的膨胀性能

堵剂按0.833 水灰比配制成溶液，按照“JHPZ-Ⅱ型智能膨胀仪操作规程”进行实验。结果表明：①通过96 h实验，堵剂随着时间延长，其膨胀率相应增加；②堵剂膨胀率在6%左右，属于微膨体系。由于堵剂中有超细的活性充填材料，在水化的同时，能吸水膨胀，密实堵剂固化体的微观孔洞，表现出很好的微膨胀特性。

2.4 堵剂的流变性能

堵剂按不同的水灰比配制成浆体，参照“堵剂工程性能测试方法”进行实验，结果见表1。

从表1 可知：①堵剂在各种水灰比情况下，表现出很好的流变性能，随着水灰比的灰量加大，屈服值YP 也随之增加，即堵剂溶液的悬浮能力加大，不会产生颗粒沉淀，达到了安全施工的目的；②随着堵剂水灰比的加大，其表观黏度也增加，但通过控制堵剂的水灰比，现场应用时就不会影响水泥车的可泵性，有利于现场施工。

表1 堵剂的常规流变性能测定（95℃）

2.5 堵剂的稠化实验和污染实验

1）堵剂的稠化实验。实验条件：150 ℃（温度）× 70 min（升温时间）× 45 MPa（压力）× 1.58 g／cm3（堵浆密度），参照“堵剂稠化实验方法”进行实验。测试结果：取堵剂和外加剂稠化时间为480 m／70 Bc。

堵剂通过添加外加剂，可以控制堵剂的稠化时间，以满足现场施工的需要，确保施工安全。

2）堵剂的污染实验。实验条件：150℃（温度）×70 min（升温时间）×45 MPa（压力），堵漏浆：无机盐压井液（1.13 g／cm3）=70%：30%，参照“堵剂稠化实验方法”进行实验。测试结果：386 min／61.5 Bc。

堵剂在使用油井水泥浆外加剂（缓凝剂、分散剂、消泡剂）后，可以任意调节堵浆的稠化时间，以满足现场施工的需要。

2.6 堵剂高温高盐工况下的封堵强度

堵剂按0.833 水灰比配制成溶液，在矿化度25×104mg／L、95 ℃和150 ℃条件下养护，参照“封堵强度实验方法”操作进行，测定堵剂固化体在不同时期的封堵强度，测试结果见图3。

图3 堵剂在高温高盐工况下的封堵强度

从图3 可知：①在95 ℃和150 ℃养护条件下，在养护时间分别到达120 d和30 d天时，封堵强度几乎不变，说明堵剂固化体结构趋于稳定；②在95 ℃和150 ℃养护条件下，堵剂固化体封堵强度有增加的趋势；③在150 ℃养护条件下的堵剂固化体封堵强度大于95 ℃养护条件下的堵剂固化体封堵强度。

由于堵剂中引用了长期耐久的机制，在高温、高盐的环境中，经过长达半年之久的养护，其封堵强度没有出现衰减现象，反而趋于稳定，有很好的长期耐久封堵效果，大大提高了现场应用的有效期。

2.7 堵剂的自愈合能力

参照“堵剂封堵强度实验方法”制成模块，在150 ℃、10 MPa、200 转／min 实验条件下，参照堵漏实验评价仪操作规程，模块动态养护72 h 后，用扫描电镜（SEM）测定［5］。

图4展示了钢管内动态养护条件下堵剂浆体内部的显微形貌。图上看到的都是无定形的CSH 凝胶，相互间紧密地联结在一起。

图5 则是动态养护条件下堵剂钢管—浆体界面处样品的显微结构，界面处的浆体中散布着许多棒状钙矾石晶体。

图6由图5放大而得。由这两图可以很清楚地看到堵剂表面上结晶完好的棒状的钙矾石晶体。在钙矾石晶体下方，可见部分无定形的水化产物已被溶蚀，露出新鲜表面。在这新鲜表面上，生成了大量纤维状CSH 凝胶，属于Diamond 定义的CSH（Ⅱ）型，是水化初期的产物。

图7可以更明显地看到界面处的表面层被部分溶蚀后新生成的纤维状CSH（Ⅱ），在此同样未能发现Ca（OH）2片状晶体。

SEM 测试结果表明，组成化学堵剂的各种活性材料的协同作用，避免了在胶结界面形成过多的易被冲蚀溶解的水化产物，在堵剂固化体胶结界面能够持续生成许多耐冲蚀的水化产物，具有很强的自愈合能力（图7），消除了界面的有害过渡带，使界面具有很强的抗高压流体冲蚀的能力，从根本上提高了封堵质量。

图4 动态养护条件下堵剂内部浆体的显微结构×2 000

图5 动态养护条件下钢管-堵剂界面处的浆体显微结构×2 000

图6 表面层被溶蚀后露出的新鲜表面×5 000

图7 堵剂-钢管胶结界面微观结构（再愈合能力）×5 000

3 结论与认识

1）研制的塔里木油田套损井耐温抗盐化学堵剂LTTD，通过室内研究评价，所有性能能满足套损井修复的要求。

2）塔里木油田深井（超深井）井下温度很高（150℃）、地层水主要以CaCl2水质为主（矿化度24×104mg／L），研制的化学堵剂适应这种地质条件，并且在这些条件下的性能非常好，完全能适应塔里木油田工况的需要。

3）以复合材料为特征的新型凝胶材料LTTD 堵剂，具有再愈合能力，应该在界面的牢固接合方面具有更大的技术优势［6］。

总之，塔里木油田耐温抗盐化学堵剂的研究与评价，为油水（气）井破损套管的修复提供了一个新的手段，也促进了油田化堵工艺技术的提高。

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［5］杨振杰，李美格，郭建华，等.油井水泥与钢管胶结截面处微观结构研究［J］.石油钻采工艺，2002（4）：6-8.

［6］姚晓，吴叶成，黎学年.国内外固井技术难点和新型水泥外加剂特性［J］.钻井液与完井液，2005（2）：13-18.