一种高强度成塞暂堵剂

刘德平

（中国石油集团川庆钻探工程有限公司川东钻探公司，重庆 401147）

一种高强度成塞暂堵剂

刘德平

（中国石油集团川庆钻探工程有限公司川东钻探公司，重庆 401147）

注水泥塞施工设备多、成本高，深井、高温井注水泥塞安全风险较为突出，因此研究一种强度高、配制简单、泵送方便、风险较小的高强度成塞暂堵剂具有较大的价值。开展了高效成塞暂堵剂核心材料胶凝剂、悬浮剂的优选和活性剂研制，通过对文献查阅研究，进行了大量室内实验，研究形成了高强度成塞暂堵剂GQ-1体系。该体系密度可调节范围大（1.50～1.90 g/cm3）、浆体稳定性好，流动度、流性指数、稠度均在合理范围内，与钻井液相容性好，成塞强度高。该体系可用钻井液循环系统、加重装置配制，钻井液泵注替。研究成果在洋渡-H2等2井次进行了试验，施工顺利，试验井回接固井后分别试压63.3、64.3 MPa合格。试验的成功为该体系推广应用提供了技术支撑。

高强度暂堵剂；配方；性能评价；工程适应性

文献调研分析认为沉降类[1]、高失水类[2]暂堵剂成塞强度低，聚合物凝胶类暂堵剂[3]强度高，但长段聚合物凝胶段塞后续破胶难[4]。注水泥施工风险大，卡钻事故时有发生，研究开发一种施工风险较小的高强度成塞暂堵剂有较大的技术需求[5]。基于水硬性胶凝理论、络合理论、紧密堆积理论[1]，研究形成的高强度成塞暂堵剂[6]GQ-1体系性能良好、施工方便、成塞强度高。在洋渡-H2等2井次进行了试验，施工顺利，试验井满足了60 MPa高强度试压[7]。

1 室内实验

1.1 实验材料及仪器

高炉矿渣，黄原胶XC，膨润土，重晶石，流型调节剂聚丙烯酰胺PHP，抗盐缓凝剂SD21，胶凝活性剂A、活性剂B为实验室自制。

六速旋转测试仪，美国千德乐公司7716稠化仪，YA300增压养护釜，TG-7370A强度测试仪。

1.2 高强度暂堵材料[8]

基于水硬性胶凝理论、 络合理论、 紧密堆积理论， 开展了高强度暂堵剂[9]关键材料、 组成、 配方研究， 形成了高强度成塞暂堵剂GQ-1体系。基础配方如下。

水+0.5%流型调节剂+5%悬浮稳定剂+1%活性剂A+6%活性剂B+100%胶凝剂+抗盐缓凝剂

1.2.1 胶凝剂优选

胶凝质量与胶凝剂的质量、比表面积有关，比表面积大于1.0 m2/g胶凝效果较为理想，实验选用一种工业废料高炉矿渣为胶凝剂[10]。实验选用的胶凝剂比表面积为1.12 m2/g，表面积平均粒径D[3， 2]为 4.912 μm，体积平均粒径为 D[4， 3]为27.516 μm。胶凝剂粒度分布见图1。

图1 胶凝剂粒度分布曲线

1.2.2 活性剂对暂堵剂强度影响

胶凝剂有较强惰性，只有在高效活性剂激发的环境下，胶凝剂才能较快发生水化反应，促进胶凝剂玻璃体表面膜的破坏以及晶核长大，有效促进胶凝剂中性组分的溶解和水化，生成胶凝体段塞。

通过大量室内实验及文献调研[11]，选强碱类活性剂A[12]、弱碱类活性剂B，激活胶凝剂中的凝结物质，使水分子对C—S—H层透性增强，加速水化反应，生成固化体。实验结果表明：随着活性剂加量的增加，段塞强度增加，当活性剂A加量超过1%时，段塞抗压强度和胶结强度变化幅度较小；当活性剂B加量超过6%时，其强度变化较小；活性剂A+B复配，当其以1∶6比例复配时，其效果最佳。实验结果见表1～表3。

表1 活性剂A对浆液强度影响

表2 活性剂B对浆液强度影响

表3 活性剂A+B对浆液强度影响

1.2.3 暂堵剂浆体稳定性

选择生物聚合物黄原胶XC和膨润土作为悬浮稳定剂，改善成塞段[13]粒子分布，提高其胶结质量[14]，配制浆体密度为1.80 g/cm3。实验结果表明：黄原胶XC和膨润土能够改变浆体的流变性能和稳定性能。随着黄原胶加量的增加，浆液的黏度切力上升，静置12 h后析水量减少，表现出良好的稳定性能。实验数据见表4。

表4 悬浮剂对浆液流变性及析水性能影响测试结果

不同密度在常温下析水、密度差，实验结果（见表5）表明，不同暂堵浆体静置不同时间后，其上部和下部的密度差较小，最大密度差为0.03 g/cm3。1.2.4 暂堵剂浆体流变性

表5 不同密度暂堵剂浆体稳定性测试结果

测试不同密度触变性、流性指数、流动度[15]，结果见表6。实验结果表明，流动度、流型指数和稠度系数均在合理范围内。

表6 不同密度暂堵浆流变性能测试结果

1.2.5 暂堵剂成塞强度

1）不同养护温度和养护时间对段塞强度的影响，见表7。在同一温度下，随着养护时间的增加，抗压强度均呈现上升趋势，超过110 ℃强度有下降趋势。同一养护时间下，随着温度增加，抗压强度先呈现增加趋势，在110 ℃时，抗压强度最大可达11 MPa。

表7 不同密度暂堵剂浆体在不同温度养护后段塞抗压强度

2）不同密度对强度的影响，见表8。配制1.57～1.90 g/cm3不同密度暂堵剂浆体配方如下，实验温度为90 ℃，实验表明浆体密度为1.78 g/cm3抗压强度最高，随着浆体密度增加，加重剂量增大，抗压强度有所下降。

1#水+80%胶凝剂+3.5%悬浮稳定剂+1%活性剂A+4%活性剂B+3%抗盐缓凝剂+加重剂

2#1#+10%胶凝剂+1%活性剂B

3#1#+20%胶凝剂+1%活性剂B

4#1#+20%胶凝剂+2%活性剂B

5#1#+30%胶凝剂+2%活性剂B

表8 不同密度暂堵剂性能

1.3 工程适应性研究

1.3.1 密度调节范围

密度调节范围大，根据实验数据，密度为1.57～1.90 g/cm3不同密度暂堵剂浆体，流动性能良好，强度满足高强度暂堵要求。

1.3.2 相容性实验

实验选择聚磺钻井液和钾聚合物钻井液2类钻井液体系，钻井液密度为1.8 g/cm3。测定暂堵剂与钻井液混合的流变性、稠化时间见表9，可以看出，暂堵剂与钻井液相容性好，钻井液对暂堵稠化时间、流动度影响不大。

表9 暂堵剂与钻井液混合后性能测试结果

2 现场试验

GQ-1成塞暂堵剂在洋渡-H2、卧-H2等井进行了现场试验，施工顺利。回接固井后进行了高强度试压，试压值超过60 MPa，最高试压值64.3 MPa，试压合格。

2.1 试验井基本情况

洋渡 -H2 井暂堵井段 4 600～4 800 m， 封固段井温为 87 ℃～93 ℃， 钻井液密度为 1.37 g/cm3。卧 -H2 井暂堵井段 4 000～4 200 m， 封固段井温为86 ℃～92 ℃， 钻井液密度为 1.13 g/cm3。

2.2 相容性实验

洋渡-H2等2口试验井，钻井液体系为聚磺钻井液体系，暂堵液配方如下。

水+80%胶凝剂+3.5%悬浮稳定剂+1%活性剂A+4%活性剂B+1.5%抗盐缓凝剂+重晶石，密度 1.80 g/cm3

将暂堵剂和聚磺钻井液按不同比例进行了相容性实验，流动度大于22 cm、稠化时间影响不大，满足施工要求。实验结果见表10。

表10 A与B按照比例混合后性能测试结果

2.3 现场稠化实验

洋渡-H2等2口试验井，实验温度为78℃、 实验压力为 70 MPa， 稠化时间为 230 min/40 Bc、 260 min/100 Bc， 实验满足施工需要。暂堵剂稠化试验曲线见图2。

图2 暂堵剂稠化实验曲线

2.4 固井后高强度试压

洋渡-H2等2口井注高强度成塞暂堵剂后进行了回接套管固井作业，钻塞后对暂堵塞以上套管进行了60 MPa以上的高强度试压作业，试压合格，套管试压曲线见图3。

图3 洋渡-H2井套管试压曲线

3 认识与结论

1.高强度成塞暂堵剂GQ-1室内实验与现场试验表明：该体系稳定性好、强度高，与聚磺钻井液、钾聚合物钻井液相容性好，流变性、稠度均在合理范围内。段塞强度较高的，承压能力高达60 MPa以上，满足高强度试压要求。

2.该体系配制简单、泵送方便，可以用钻井液循环系统、加重装置配制，钻井液泵注替。该体系密度范围调节大（1.50～1.90 g/cm3），配注方便、成塞强度高，开展钻井堵漏技术应用研究大有前景。

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A High Strength Temporary Plugging Agent

LIU Deping
(CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company Limited Chuandong Drilling Company,chongqing 401147)

Many tools and facilities are required in expensive cement plug placement. Cement plug placement in deep and high temperature wells is of high safety risk. To minimize this risk and address the problems associated with cement plug placement, a high strength temporary plugging agent is required. The temporary plugging agent should have such properties as high strength, simplicity in preparing and convenience in pumping. Laboratory experiments have been conducted to select the core materials such as gelling agent and suspending agent, and to develop the required activator. Based on literature survey and laboratory experiments, a high strength temporary plugging agent GQ-1 was developed. GQ-1 has a wide density range (1.50 - 1.90 g/cm3) and stable properties. The mobility,fl ow index and consistency of GQ-1 are all in reasonable ranges. GQ-1 is compatible with commonly used drilling fl uids, and the plug formed by GQ-1 has high strength. GQ-1 can be mixed with mud circulation and mixing systems, and pumped with drilling pumps.GQ-1 has been applied on two wells (Well Yangdu-H2, for instance) with great success. Pressure test on the plugs formed by GQ-1 in the two wells showed 63.3 MPa and 64.3 MPa, which were quali fi ed. Success of the application on the two wells provided a technical support for the spreading of GQ-1.

High-strength temporary plug; Formulation; Performance evaluation; Engineering adaptability

刘德平.一种高强度成塞暂堵剂[J].钻井液与完井液，2017，34（5）：86-90.

LIU Deping.A high strength temporary plugging agent[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34 （5）：86-90.

TE282

A

1001-5620（2017）05-0086-05

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.016

川庆钻探工程公司重点科研项目“ 回接固井裸眼暂堵工艺技术研究”（13B-13-1-3）。

刘德平， 1963年生， 高级工程师， 长期从事钻井技术研究、 管理工作。电话 （023）67320258/13896020739；E-mail：cqliudp@163.com。

2017-7-5；HGF=1705M2；编辑 马倩芸）