深井无固相压胶塞隔离液的研究与应用

徐珍焱韦西海晁玉满韩进东汤小琪袁晓红

（1.西部钻探青海钻井公司，甘肃敦煌 736202；2.中国石油集团海洋工程有限公司钻井事业部，天津 300280；3.华北油田公司勘探开发研究院，河北任丘 062552）

深井无固相压胶塞隔离液的研究与应用

徐珍焱1韦西海1晁玉满1韩进东2汤小琪3袁晓红3

（1.西部钻探青海钻井公司，甘肃敦煌 736202；2.中国石油集团海洋工程有限公司钻井事业部，天津 300280；3.华北油田公司勘探开发研究院，河北任丘 062552）

柴达木盆地深井固井作业中，由于某些钻井液性能不达标或胶塞封闭不严致使部分水泥浆与顶替钻井液发生絮凝反应等原因，导致固井质量电测仪器下不到井底。为此，研制了无固相压胶塞隔离液。通过压胶塞隔离液的抗水泥浆污染性能、高温稳定性能和沉降稳定性能等评价实验，优选出深井完井压胶塞隔离液配方。现场应用结果表明，在胶塞和顶替钻井液之间的300～500 m的无固相隔离液段，可有效阻止套管内残留水泥浆与钻井液发生絮凝反应，并减缓固相颗粒的沉降堆积，保证电测仪器顺利下井。使用无固相压胶塞隔离液的37口深井，完井固井质量电测一次成功率达到了100%，有效缩短了完井作业施工周期。

固井；无固相压胶塞隔离液；悬浮稳定性；高温稳定性；柴达木盆地

固井作业完成后，一般要求48 h以后进行固井质量电测，且电测仪器的遇阻高度不能超过限制高度，否则，需要接小钻具通井，破坏阻卡点，以确保固井质量电测作业顺利进行。近年来，柴达木盆地2 500 m以深井完井套管直径由177.8 mm变更为139.7 mm后，在十余口深井的完井固井质量电测中，由于电测仪器下不到底导致小钻具通井的高达4口井，不仅延长了钻井施工周期，更是降低了经济效益。为了解决固井质量电测仪器遇阻位置超高问题，开展了固井压胶塞隔离液的技术攻关。

1 声幅电测仪器遇阻原因分析

此前固井作业替浆流程是固井前采用全井段降低钻井液固相含量和表观黏度，继而直接使用钻井液替浆的手段，来预防固井质量电测仪器遇阻位置超高。通过分析，导致仪器遇阻位置超高有以下原因。

（1）胶塞在深井长距离下行摩擦过程中，接触面磨损，胶塞封闭不严，导致部分水泥浆残留在套管壁或直接混入钻井液，造成水泥浆与钻井液发生絮凝反应形成近固态胶状物质，致使仪器遇阻［1］。

（2）替浆用钻井液含砂量或固相含量高，悬浮能力差，导致固相颗粒在套管的底部堆积形成砂桥。

（3）由于深井井底温度较高，加之水泥浆在固化过程中放热，致使套管内的温度超出正常施工时的温度，此时如果钻井液的抗温性能不达标，则会产生井底钻井液的高温稠化，从而影响电测仪器的下行。

2 深井压胶塞隔离液配方优选

压胶塞隔离液的作用是清洗套管壁残留水泥浆以及隔离胶塞和顶替钻井液，同时阻缓固相颗粒的自然沉降和堆积，因此，需要具有较强的抗污染能力、高温稳定性和悬浮稳定性［2］。

2.1 沉降稳定剂筛选

为阻止或延缓被清洗的水泥浆胶粒以及顶替钻井液中固相颗粒下沉、聚集并形成桥架，压胶塞隔离液必须具有一定黏度和切力，以保证良好的悬浮性能。结合水泥泵车压力安全问题和顶替浆中固体颗粒沉降距离等因素，套管中隔离液高度控制在300～500 m。由于日常使用的振动筛筛布为120目，因此，取直径为120 μm的砂粒在48 h以内不能沉降至底部为标准，推算隔离液表观黏度的最低要求。

计算固体颗粒在液体介质中沉降速度采用斯托克斯（Stokes）公式［3］

式中，v为固体颗粒匀速下沉速度，根据上文条件，v=300/（48×3600）=1.73×10–3m/s；r为钻井液中砂粒直径，取120×10–6m；ρ为砂粒密度，取2.50×103kg/cm3；ρ0为隔离液密度，取1.10×103kg/cm3；η为流体表观黏度，mPa·s。

计算表观黏度η为25 mPa·s，即配制的隔离液表观黏度必须达到25 mPa·s时，才能满足悬浮较大粒径砂粒的要求。

实验室选取羧甲基纤维素钠HV-CMC、增黏剂HB和高分子交联剂BNG，配制成胶液，分别测量常温和170 ℃（扎探1井井底温度）高温热滚16 h后的表观黏度，实验结果见表1。

表1 沉降稳定剂性能

依据表1实验结果，考虑到HV-CMC隔离液高温减稠幅度较大的因素，选取0.8%HB+0.5%BNG复配在压胶塞隔离液中，作为沉降稳定性助剂。

2.2 高温稳定剂筛选

参考周小娟［4］等人关于木素磺酸盐对水泥凝结的影响结果，选取无铬木质素磺酸盐FCLS、磺化褐煤SMC以及磺化酚腐殖酸PSC等作为压胶塞隔离液中的抗高温稳定剂。通过系列实验，选取抗高温性能稳定的配方：0.8%HB+0.5%BNG+2%FCLS+3% SMC+1%PSC，常温和170 ℃高温热滚16 h后的高温高压滤失量和表观黏度见表2。

表2 高温稳定性实验结果

从表2可看出，选取的压胶塞隔离液体系抗高温性能稳定，且高温热滚前后的表观黏度变化不大，符合表观黏度大于25 mPa·s的悬浮稳定性要求。

2.3 水泥浆对不同配方隔离液的影响

实验室分别取自来水、扎探1井钻井液（膨润土含量3.4%）、不同含量膨润土浆，加入2.2所述配方隔离液助剂搅拌均匀，再在搅拌状态下分别加入水泥浆（密度1.88 g/cm3，水灰比0.46；为直观计算，水泥浆折算为干灰加量，下同），搅拌100 min，测量体系流变性能，结果见图1。图中横坐标序号分别代表不同基浆配制的压胶塞隔离液：1—自来水配制；2—1.0%膨润土浆配制；3—1.5%膨润土浆配制；4—2.0%膨润土浆配制；5—2.5%膨润土浆配制；6—扎探1井井浆配制。

图1 水泥浆对不同压塞隔离液表观黏度的影响

由图1可看出，常温下水泥浆对膨润土浆压塞隔离液表观黏度的影响随膨润土含量升高逐渐变大，且在扎探1井井浆配制的压胶塞隔离液中，呈絮凝状态，说明钻井液中的活性钠膨润土对水泥浆的絮凝作用十分明显。因此，压胶塞隔离液基浆以无固相水基为最佳。

2.4 水泥胶粒表面性能实验

SP-80是高级亲油性乳化剂，难溶于水，分散于压胶塞隔离液体系中，遇到固体颗粒可吸附在其表面，一定程度上阻隔了从套管壁上清洗的水泥胶粒与水分子的直接接触，因而具有阻止或延缓水泥胶粒凝结并形成强度的作用，再结合有机磺酸盐能够有效降低水泥浆反应效率的机理，大大降低了套管内颗粒堆积并形成强度的几率。

在无固相压胶塞隔离液中加入不同浓度的SP-80，搅拌加入5%J级高抗水泥，分别取300 mL在常温及170 ℃高温下静置16 h，以金属棒垂直自然下沉为手段，观察体系性能变化及金属棒在压胶塞隔离液体系中的受阻情况，实验现象描述见表3。实验结果表明，水泥胶粒在水化环境中发生凝固反应，而引入了表面活性剂SP-80后，水泥胶粒水化反应受到进一步限制，反应程度明显降低。

表3 水泥胶粒表面性能改变实验

2.5 综合评价实验

综合上述系列实验，调整压胶塞隔离液配方为：2%FCLS+3%SMC+1.0%PSC+0.5%Na2CO3+0.8%HB +0.5%BNG+1.2%SP-80（水基无固相）。在压胶塞隔离液体系中加入5%水泥干灰，搅拌均匀，分别静置于170 ℃中16 h和48 h后，自然冷却至70 ℃，体系分布均匀，金属棒竖直插入，能迅速下行，无受阻感。测量48 h后体系表观黏度为64 mPa·s。实验结果表明，该隔离液能够延缓套管内水泥胶粒和钻井液中砂粒等固相颗粒的自然沉降，也在一定程度上阻止了水泥胶粒之间的凝固反应以及水泥胶粒与钻井液中活性膨润土颗粒之间的絮凝反应。

3 现场应用

自2013年7月以来，先后在柴达木盆地各区块2 500 m以深的37口深井中应用了无固相压胶塞隔离液，使用后完井固井质量电测一次性成功率100%，电测仪器遇阻位置均未超过15 m的高度限制，固井质量优良。在实践使用过程中，须注意以下事项：（1）现场配制压胶塞隔离液时，必须保证无固相，各处理剂材料务必充分溶解，保证充分的结构力；（2）压胶塞隔离液配制过程中，如遇有较严重的起泡现象，可加入适量柴油予以消泡。

4 结论

（1）为解决柴达木盆地深井固井质量电测仪器遇阻问题，研制了无固相压胶塞隔离液，该体系抗高温性能好，抗污染能力强，可有效隔离了钻井液和套管内壁被清洗的水泥浆接触，避免其发生絮凝反应；具有良好的悬浮稳定性能，有效阻止了套管内钻井液中的固体砂粒和部分残留水泥胶粒的沉降聚集，为电测仪器下行创造了无障碍通道。

（2）现场应用结果表明，该体系性能可以满足柴达木盆地深井固井质量测井需求，对于解决高温深井固井的同类问题具有一定的借鉴意义。

［1］韩树祥.海拉尔地区固井压胶塞隔离液的研制与应用［J］.内蒙古石油化工，2010（15）：136-137.

［2］钱明壮，李邦连.用于深井固井的隔离液［J］.石油钻采工艺，1985，7（2）：39-42.

［3］鄢捷年.钻井液工艺学［M］.山东东营：石油大学出版社，2003.

［4］周小娟，邱学青，庞煜霞.木素磺酸盐对水泥凝结的影响［J］.精细化工，2002，19（S0）：39-41，47.

（修改稿收到日期 2014-06-18）

〔编辑 朱 伟〕

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，韦西海，晁玉满，等.深井无固相压胶塞隔离液的研究与应用［J］.石油钻采工艺，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年毕业于西北大学化工工艺专业，现从事钻井液技术管理和应用工作，高级工程师。电话：0937-8912583。E-mail：xzy815@sohu.com。