用于油基钻井液堵漏的氯氧镁水泥浆体系

2020-09-18俞玲刘卫红许明标宋建建周文邓亚慧

钻井液与完井液 2020年3期

俞玲，刘卫红，2，许明标，2，宋建建，周文，邓亚慧

（1.长江大学石油工程学院，武汉 430100；2.非常规油气湖北省协同创新中心（长江大学），武汉 430100；3.荆州嘉华科技有限公司，湖北荆州 434000

目前，国内外针对油基钻井液漏失情况常采用纤维堵漏水泥浆体系，但该体系存在明显的缺点：①水泥环的酸液溶蚀性能差，在后期酸化改造过程中，恢复储层流通的速度较慢，影响油气开采的效率；②抗侵污能力差，与油基钻井液混合后无法形成较高强度的水泥石，达不到堵漏效果，特别是处理恶性漏失效果更差。因此针对油基钻井液恶性漏失等问题，通过室内实验，优化形成了一种氯氧镁堵漏水泥浆体系。与传统的固井用水泥浆相比，该体系具有良好的抗侵污性能和酸溶性，不仅适用于油基钻井液中大型漏失堵漏，还适用于储层固井，利于后期储层的保护及进一步开发，对于油基钻井液堵漏和恶性漏失堵漏具有十分重要的意义。

1 实验部分

1.1 试剂与仪器

1）主要材料。氧化镁，六水氯化镁，悬浮剂，分散剂，缓凝剂，降滤失剂，消泡剂，盐酸，现场油基钻井液。

2）主要仪器。TYPE 型增压稠化仪，TYPE 型增压养护釜，YAW-300C 型压力试验机，电热恒温水浴锅，ZNN-D6B 型电动六速旋转黏度计，YM-3型液体密度计，TG-3060A 型恒速搅拌器，TG-71型高温高压失水仪。

1.2 水泥浆评价测试

相关实验均依据GB 10238—2015《油井水泥》、SY/T 5546—92《油井水泥应用性能试验方法》以及GB/T 19139—2012《油井水泥试验方法》的相应规定进行。

2 氯氧镁水泥浆体系

2.1 氯氧镁水泥

关于氯氧镁水泥水化反应的机理国内外有大量的研究，Bilinski[12]等认为水化反应即Mg2+、OH–、Cl–等简单离子间的反应；Ved[13]则提出是络合离子与亚稳相作用的过程；余红发[7]提出了一种“统一化学理论”，认为Mg（OH）2在 MgCl2水溶液中离解产生的 Mg2+和 OH–与溶液中的 Cl–反应生成新物相相5 或相3。随后又提出了一种新的观点，从水化动力学出发，认为水化反应的过程不仅受一种机理的限制，加速期、衰减期和减速期的控制因素都不尽相同，温度、pH 值、MgO 的活性和改性剂都会影响水化进程。

室内以生成更为稳定的518 相晶体为研究前提，以六水氯化镁为1 mol 作为基准，分别取MgO 与MgCl2·6H2O 物质的量浓度比为6∶1、8∶1、10∶1、12∶1，对应的水的物质的量为8、10 和12 mol 做强度实验。图1 和表1 分别为不同物质的量浓度之比下的水泥石抗压强度和流变性能对比。

图1 不同氧化镁与六水氯化镁物质的量浓度比的水泥石强度

表1 氧化镁与六水氯化镁不同物质的量浓度下水泥浆流变性能

可知，当MgO 与MgCl2·6H2O 的物质的量浓度比为12∶1，水为8 mol 时，抗压强度最大，但流变性很差；当MgO 与MgCl2·6H2O 的物质的量浓度比为10∶1 时，水为8 mol 时，水泥石的抗压强度较大，水泥浆流变性较稠；综合考虑，当物质的量浓度比为10∶1，水的物质的量为10 mol 时，氯氧镁水泥浆的抗压强度和流变性能均为最佳，因此确定氯氧镁水泥最佳配方如下。

2.2 分散剂

室内筛选了不同分散剂FRC、USZ 和一种聚萘磺酸钠盐DISP-S。得出，加入DISP-S 水泥浆体系的稠化时间最长，且流变性能和滤失性能良好，因此选用DISP-S 作为水泥浆体系的分散剂；不同加量DISP-S 对水泥浆基本性能的影响见表2。

表2 不同加量DISP-S 对水泥浆性能的影响

由表2 可知，随着DISP-S 加量的增加，水泥浆体系的流变性能有所改善，稠化时间逐渐变长，在1.6%加量范围内，失水量增加幅度小。因此，确定DISP-S 的加量为1.6%。

2.3 缓凝剂

室内选取三聚磷酸钠、六偏磷酸钠、柠檬酸、葡庚糖酸钠以及多糖类Atmp 和硼酸类DOT 复配的缓凝剂进行了性能测试[8-14]。其中多糖类Atmp和硼酸类DOT 复配的缓凝剂性能最优，其加量对水泥浆性能的影响见表3。可知，Atmp 和DOT 复配的缓凝剂在加量为4.5%时，稠化时间达到229 min。因此，确定水泥浆体系中缓凝剂加量为4.5%。

表3 Atmp+DOT 复配的缓凝剂加量对水泥浆性能的影响

3 水泥浆综合性能评价

通过实验的评价与优选，初步形成了一套氯氧镁水泥体系，其基础配方如下。

100%氯氧镁水泥+30%淡水+0.8%降滤失剂+1.6% DISP-S+4.5% Atmp+DOT+0.4% 消泡剂+0.1%悬浮剂，密度为1.76 g/cm3

3.1 氯氧镁水泥浆常规性能

不同温度氯氧镁水泥体系的常规性能见表4。

表4 不同温度下氯氧镁水泥浆的常规性能

由此可知，随着温度升高，氯氧镁水泥浆体系的稠度降低，失水量略有增加，但都能控制在40 mL 以内，表明氯氧镁水泥浆体系的失水性能良好；在40、60 ℃时静置后，氯氧镁水泥浆体系的密度差和游离液均为0，沉降稳定性好；氯氧镁水泥浆的稠化时间随温度的升高而缩短，60、80、100 ℃时氯氧镁水泥浆的稠化时间分别为230、162、108 min，且水泥浆的40～100 Bc 过渡时间小于20 min；在80 ℃、40 MPa 下，稠化曲线近乎直角稠化，曲线平稳。

3.2 氯氧镁水泥浆力学性能评价

不同温度下对水泥浆的抗压强度进行测试，其实验结果如图2 所示。由图2 可知，温度升高，水泥石强度增加幅度较小，养护24 和48 h 的水泥石强度均在30 MPa 以上。

图2 不同实验条件下氯氧镁水泥石的力学性能

3.3 氯氧镁水泥浆抗油基钻井液侵污的性能

实验采用了国内某页岩气井的现场油基钻井液，考察氯氧镁水泥浆抗油基钻井液侵污的性能。为了使现场油基钻井液与氯氧镁水泥浆能够混溶，其中所添加的乳化剂为水包油乳化剂Tween-80，加量为现场油基钻井液的3%。考察了油基钻井液与水泥浆在不同混合比例下的性能，结果见表5。

表5 不同水泥浆体系抗油基钻井液的侵污性能

由表5 可以看出，氯氧镁水泥养护后形成的水泥石抗压强度能够满足固井和堵漏要求，远高于普通硅酸盐水泥浆的抗压强度。普通硅酸盐水泥浆在油基钻井液比例达到30%时，就已无法固化形成水泥石，而氯氧镁水泥浆在油基钻井液比例为45%时，其水泥石依然具备一定的力学性能。由此可知，氯氧镁水泥浆受油基钻井液污染后仍具备层间封隔能力，能满足油气井堵漏对水泥石强度的要求。

3.4 氯氧镁水泥浆酸溶性能

为了评价氯氧镁堵漏水泥浆的酸溶性能，室内选用浓盐酸来测试评价，将4 份形状大小相似的氯氧镁水泥块分别放入4 杯不同质量分数的盐酸溶液中，记录起始时间，然后观察4 杯盐酸溶液中水泥块的溶蚀情况，并记录完全溶蚀的时间[15-23]。实验结果见图3。由图3 可以看出，氯氧镁水泥石能在盐酸溶液中完全溶解，酸溶性随盐酸浓度增大而增强，满足后期储层保护的要求。