控压钻井用凝胶隔段工作液性能评价及机理分析

2018-03-27黎凌杨梦莹鲍学飞欧阳伟陈俊斌

钻井液与完井液 2018年6期

黎凌，杨梦莹，鲍学飞，欧阳伟，陈俊斌

（1.油气田应用化学四川省重点实验室，四川广汉618300；2.中国石油集团川庆钻探钻采工程技术研究院，四川广汉618300；3.中国石油测井有限公司天津分公司，天津300280）

0 引言

目前精细控压钻井在四川磨溪高石梯和下川东等地区应用，解决了因安全密度窗口窄引起的严重井漏、喷漏同存、难以钻进的工程难题，取得了显著效果，但在起下钻及完井过程中缺乏有效且安全的过程控制工艺，钻井液漏失严重，井控风险极高[1]。针对起下钻过程中的钻井液漏失情况，川渝地区常见的做法是采用重浆帽加吊灌方式[2]。但是地层孔缝发育、密度窗口窄，钻井液密度稍高就会井漏，钻井液密度稍低，就可能造成井涌、井喷等安全问题，并且易造成钻井液密度不均，不利于现场情况的准确判断。另一种方式可采用水泥塞封固产层后起下钻，即在套管鞋附近注入水泥塞封隔下部井段，但是存在水泥塞质量不高且候凝时间长的问题[3]。

国内外控压钻井或者欠平衡钻井过程中的油气封隔技术主要包括2个方面。一是机械封隔技术，即在技术套管内安装套管阀，利用套管阀的开关实现在起下钻和下入完井管串时处于负压状态，用不压井起下钻装置实现整个作业处于负压状态，但是这种方式的成本较高[4]。二是采用化学封隔技术，例如吐哈油田刘德基等[5]介绍了一种冻胶阀技术，在套管中形成高黏性半固体状胶体段塞，具备一定的抗压差性能，密封井筒油气，但是冻胶阀的基液黏度高，需使用水泥车泵注，占用设备较多，采用化学破胶剂破胶，破胶时间长，一般在10～15 d 左右。梁大川[6]等提出聚合物凝胶封隔技术，该聚合物凝胶体系抗温110～140 ℃，与常用钻井液配伍，初步现场应用表明该凝胶段塞具有一定的封隔效果，但是采用化学破胶，存在破胶时间长且破胶不完全的问题[6]。美国MI Swaco公司[7]开发出一种流体压力传递段塞（FPTP），这种基于交联聚合物的钻井液段塞是为控压钻井起下管柱保证井控安全设计的，目前已投入现场应用，但在中国不提供产品和技术服务。

因此，研制一种操作简单、成本较低、封隔性好、起下钻能快速恢复钻进的钻井用凝胶隔段迫在眉睫，为窄密度窗口地层安全、高效起下钻提供技术保障。针对这一问题，基于无机水硬性胶凝理论、密实充填理论、固化增强理论[8-9]，通过室内实验，研制出一种无机凝胶隔段工作液，重点解决了段塞工作液在不同温度下稠化时间的调控问题，提高了段塞在套管内固化后的抗气窜封隔能力。

1 实验部分

1.1 胶凝隔段工作液配方

选用一种具有潜在活性材料的工业废弃物为无机水硬性胶凝剂，通过实验优选出其他辅助处理剂，包括流型调节剂、激活剂、固化增强剂、缓凝剂，进行了各处理剂对凝胶体系性能影响的评价，并形成了凝胶隔段配方如下。

水 +（0.3%～0.5%）流型调节剂 +（70%～100%）无机胶凝剂+（1%～3%）激活剂A+（1%～3%）激活剂B+（10%～20%）固化增强剂+（0.5%～2%）缓凝剂A+重晶石

1.2 实验方法

按标准API RP 10B—1997《油井水泥试验推荐作法》配制凝胶隔段工作液（密度为1.74 g/cm3）。参照此标准测定凝胶隔段工作液的常规性能参数。

2 结果与讨论

2.1 凝胶隔段工作液性能评价

2.1.1 流变性

在室温条件下考察了初配制的凝胶隔段工作液的流动度及流变参数，另外也模拟升温后不同时间节点凝胶隔段工作液的流动度及流变参数，性能参数见表1。

表1 凝胶隔段工作液流动性能参数

实验结果表明：初配制的低、中、高密度凝胶隔段工作液都具有良好的流动度和流变参数，满足泥浆泵泵送要求；在120 ℃、2 h老化后工作液变稠，但是流动度和流变参数仍然满足安全泵送施工时间要求；在120 ℃、5 h老化后工作液固化成塞，不再具备流动性。

2.1.2 稳定性

测试凝胶隔段工作液在室温下静置不同时间后的密度差、析水量、搅动后流动性恢复状况，结果见表2。实验结果表明：静置168 h后，工作液上部和下部密度差小于0.03 g/cm3，析水量小于1.4%，说明工作液稳定性能好；搅动后流动性恢复，进一步说明静置时间对工作液整体性能影响小，满足现场罐配和长时间静置后搅动恢复使用的优异性能。

表2 凝胶隔段工作液静置后的稳定性评价

2.1.3 稠化时间

不同加量缓凝剂对稠化时间的调控见图1。

图1 不同缓凝剂A加量的稠化曲线（120 ℃、70 MPa）

结果表明：缓凝剂A对凝胶隔段工作液具有很好的时间调控作用，并随着缓凝剂A加量的增加，时间调控效果增强。从图1 a）可以看出，缓凝剂加量为0.5%和1%，120 ℃、70 MPa稠化条件下，工作液初始稠度为25 Bc，当时间到90 min、107 min时，工作液突然呈现出直角稠化特性，稠度迅速上升。从图1 b）可以看出，缓凝剂加量为2%和3%，120 ℃、70 MPa稠化条件下，工作液初始稠度为25 Bc，当时间到150 min、240 min后，工作液稠化曲线缓慢上升。通过调整缓凝剂的加量为0～3%，实现了40 Bc稠化时间在0.5～4 h可控。

2.1.4 抗钻井液污染

评价了凝胶隔段工作液抗钻井液污染能力，数据见表3。实验结果表明：凝胶隔段工作液与聚磺钻井液不同比例混合后，浆体在常温下流动性良好，未出现增稠的现象，同时污染后高温高压（120 ℃、70 MPa）稠化实验表明，混合后初始稠度为21 Bc，120 min后稠度为26 Bc，聚磺钻井液不会导致凝胶隔段工作稠化时间缩短；当混合比例低于50%时，浆体仍然可以固化，并且具有一定的抗压强度；当混合比例高于50%后，浆体不再具有固化成塞的能力，说明凝胶隔段工作液表现出良好的抗聚磺钻井液污染能力。

表3 凝胶隔段工作液与聚磺钻井液混合后性能

2.2 凝胶隔段工作液固化段塞性能评价

2.2.1 综合强度

凝胶隔段工作液固化后段塞的抗压强度及其与套管壁面的胶结强度是关键指标，直接影响封固段的质量，因此室内评价了不同养护温度和时间条件下形成固化段塞的抗压强度和胶结强度变化，结果见表4。实验结果表明：不同温度养护2 h内，凝胶工作液未固化成塞且流动性能良好，满足现场安全施工时间要求，同时继续延长养护时间，工作液内胶凝颗粒迅速水化，快速形成结构，稠化曲线呈现直角稠化特性，80 ℃养护4 h到10 h，抗压强度由2.52提高到5.86 MPa，胶结强度由0.45提高到0.61 MPa/m2；120 ℃养护4 h到10 h，抗压强度由4.13 提高到8.02 MPa；胶结强度由1.25提高到1.45 MPa/m2。说明不同养护温度下，凝胶隔段工作液中活性成分呈现出活性不同，表现出来的物理化学性能都不一样，养护温度越高，段塞工作液固化后段塞强度越高。

表4 不同温度养护后段塞抗压强度和胶结强度

2.2.2 抗气窜封隔评价

凝胶隔段工作液注入套管后，若自身固化胶结强度不高或者与套管胶结强度差，就会出现微裂缝或者微环隙，这样控压钻井起钻过程中地层流体就会随着微裂缝或者微环隙上窜。为了模拟胶凝隔段工作液在套管中胶凝固化后对地层流体（包括气体）的封隔能力，加工了抗气窜封隔测试仪（尺寸φ177.8 mm×2 m，见图2），将密度为1.70 g/cm3凝胶隔段工作液注入其中，将该测试仪放入CQDT22高温高压井下工具模拟实验装置中（见图3）。

图2 抗气窜封隔测试仪

图3 高温高压井下工具模拟实验装置

模拟井下不同温度、压力条件下凝胶段塞工作液固化成塞，冷却后，取出抗气窜封隔测试仪，将其固定在底座上，于室温条件下评价凝胶工作液成塞后对流体的封隔能力，见图4。从图4可以看出，随着养护温度的升高，最终固化成塞后的承压封气能力，呈现增强的趋势，且随养护时间的延长，承压封气能力也提高，这是由于温度能够促进凝胶颗粒水化并缩短固化时间，最终形成强度更高、更加密实的固化段塞，承压封气能力也会随之升高。

图4 凝胶隔段在不同温度养护后承压封气能力

2.2.3 可钻性评价

实验结果表明：固化段塞的PDC和三牙轮钻头可钻性级值均为1，说明凝胶隔段工作液固化后形成的隔段具有良好可钻性，这样精细控压钻井安全起下钻后通过钻头可以快速钻除隔段，并恢复钻进，见表5。

表5 凝胶隔段可钻性级值数据表

3 作用机理分析

取无机胶凝剂粉状物和凝胶隔段工作液固化后隔段切片做扫描电镜分析，可以看到未固化颗粒表面呈现分散状态，表面粗糙、凹凸不平，粒-粒胶结为主；在激活剂作用下无机胶凝剂水化分散并固化成段塞，表面光滑，以粒-面胶结为主，增加胶结强度同时修饰表面形貌，减少了间隙，这样不仅增强了隔段整体抗压强度，还起到填补裂缝、减小微孔隙的功能，为提高隔段承压封气能力起到保障作用，见图5。