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固井用热固性树脂–镁氧水泥复合材料研究

陈雷, 周仕明, 赵艳, 高元, 谭春勤, 徐春虎

陈雷, 周仕明, 赵艳, 高元, 谭春勤, 徐春虎. 固井用热固性树脂–镁氧水泥复合材料研究[J]. 石油钻探技术, 2019, 47(2): 74-80. DOI: 10.11911/syztjs.2019011
引用本文: 陈雷, 周仕明, 赵艳, 高元, 谭春勤, 徐春虎. 固井用热固性树脂–镁氧水泥复合材料研究[J]. 石油钻探技术, 2019, 47(2): 74-80. DOI: 10.11911/syztjs.2019011
CHEN Lei, ZHOU Shiming, ZHAO Yan, GAO Yuan, TAN Chunqin, XU Chunhu. Study of a Thermosetting Resin-Magnesia Cement Composite for Cementing[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2019, 47(2): 74-80. DOI: 10.11911/syztjs.2019011
Citation: CHEN Lei, ZHOU Shiming, ZHAO Yan, GAO Yuan, TAN Chunqin, XU Chunhu. Study of a Thermosetting Resin-Magnesia Cement Composite for Cementing[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2019, 47(2): 74-80. DOI: 10.11911/syztjs.2019011

固井用热固性树脂–镁氧水泥复合材料研究

基金项目: 国家科技重大专项“高压低渗气井水平井固井技术研究”(编号:2016ZX05021005)及“涪陵页岩气开发示范工程”(编号:2016ZX05060)联合资助
详细信息
    作者简介:

    陈雷(1973—),男,山东泗水人,1995年毕业于大庆石油学院采油工程专业,高级工程师,主要从事固井技术的研究与应用工作。E-mail:chenlei.sripe@sinopec.com

  • 中图分类号: TE256+.6

Study of a Thermosetting Resin-Magnesia Cement Composite for Cementing

  • 摘要:

    常规油井水泥石脆性大、体积收缩幅度大,使水泥环胶结质量不高且在规模化压裂及生产时易破坏,从而导致油气井环空带压,为此优选了热固性树脂、镁氧水泥骨架材料和固化剂,研制了调凝剂,制备了热固性树脂–镁氧水泥复合材料。室内试验表明,该复合材料密度1.1~1.8 g/cm3,24 h抗压强度大于14.0 MPa,弹性模量2~4 GPa,能够承受70 MPa应力疲劳破坏,具有比油井水泥更好的抗破坏密封能力。现场试验结果表明,热固性树脂–镁氧水泥复合材料现场混配方便,与常规油井水泥固井设备和工艺完全兼容,具有良好的现场适用性和封固效果。研究认为,该复合材料不仅解决了油井水泥存在的问题,还可在油气层封堵、带压井治理及油气废弃井封井等方面替代油井水泥,为油气井的密封完整性提供技术保障。

    Abstract:

    Due to the fact that a set cement is characterized by high brittleness and large volume shrinkage after cementing, and also that the cement sheath is easily damaged during large-scale fracturing and production process, resulting in poor bonding quality and causing sustained casing pressure (SCP), etc., research on the composite material, i.e. thermosetting resin-magnesia cement was conducted. The thermosetting resin, magnesia cement skeleton material and curing agent were optimized, and a team developed coagulator and composite material of thermosetting resin and magnesia cement. An indoor test showed that the composite material had the density of 1.1–1.8 g/cm3, compressive strength of more than 14.0 MPa after 24 hours, and elastic modulus of 2–4 GPa, which can withstand stress fatigue damage of 70 MPa, and present better sealing and damage resistance than oil well cement. The field test results indicated that the composite material of thermosetting resin-magnesia cement was convenient for mixing at well site. Further, is was fully compatible with conventional well cementing equipment and process. It has with good field applicability and sealing effect. The research suggested that the composite material could completely solve the problems of oil well cement, even substitute the well cement for sealing the oil and gas layer, combined with SCP wells treatment and oil and gas wells abandonment, etc., so as to ensure the sealing integrity of oil and gas wells.

  • 鄂尔多斯盆地长7段的页岩油主要分布在长71和长72亚段,渗透率一般小于0.3 mD,为低孔—特低孔、特低渗—超低渗储层,储层品位低、物性差、开采难度大,采用常规开发技术无法获得工业油流,采用超长水平段水平井才能获得较好的开发效果。2019年,长庆油田在鄂尔多斯盆地的陇东地区钻成了78口水平段长度超1 500.00 m的水平井。陇东地区水平井钻进过程中存在滑动钻进托压严重、易发生井眼失稳、水平段地层造浆严重、水平段堵漏难度大、施工后期摩阻扭矩大和钻进加压困难等技术难点[1-2]。为验证超长水平段水平井的开发效果,探索动用水源保护区和林区地下页岩油的方法,长庆油田部署了超长水平段水平井华H50-7井,设计水平段长4 000.00 m。目前,国内在钻水平段长度超过3 000.00 m的水平井时,为降低摩阻扭矩和保证井壁稳定,一般都使用油基钻井液[3-5],但存在成本高、污染严重和钻屑不易处理等问题[6-9]。因此,华H50-7井应用了水基钻井液钻进水平段,并采取超长水平段降摩减阻、水平段断层防漏堵漏、水平段泥岩稳定和窄密度窗口控制当量循环密度等配套技术措施,最终顺利完钻。该井实际完钻井深6 266.00 m,水平段长4 088.00 m,位垂比2.21,钻井周期77.25 d,创造了亚洲陆上最长水平段纪录。该井的顺利完钻,为更长水平段水平井高效钻进和同类页岩油的高效开发积累了经验。

    华H50-7井位于甘肃省华池县城壕乡境内,是一口三开井身结构的页岩油开发水平井。该井主要用来考察单井的产量提高幅度及投入产出比,目的层位为长71和长72亚段,设计完钻井深6 216.00 m,设计水平段长4 000.00 m,设计方位角165°,靶前距399.00 m,偏移距156.00 m,造斜点井深450.00 m。该井实际入窗点井深2 178.00 m,中靶垂深1 976.00 m,实际完钻井深6 266.00 m,水平段长4 088.00 m。华H50-7井的实际井身结构如图1所示。

    图  1  华H50-7井实钻井身结构
    Figure  1.  Actual casing program of Well Hua H50-7

    华H50-7井钻遇地层从上至下为第四系,白垩系环河组、华池组、洛河组,侏罗系安定组、直罗组、延安组和三叠系延长组。第四系为胶结疏松黄土层,胶结差,可钻性好,易漏、易坍塌。侏罗系安定组、直罗组和延安组为砂岩地层,埋藏浅,欠压实,易发生渗漏。三叠系延长组长7段为深灰色、灰黑色泥岩、页岩与灰色、灰绿色粉砂岩互层,易发生油气侵和垮塌。

    华H50-7井为三开井身结构水平井,一开和二开均使用成熟的钻井液体系钻进,技术难点较少,三开水平段主要钻井液技术难点为:1)水平段长,钻屑清除困难;2)水平段钻遇断层夹持地堑,易发生失返性漏失,堵漏及堵漏过程中钻具防卡难度大;3)长水平段降摩减阻困难,对水基钻井液的润滑性能要求高。

    由于华H50-7井水平段超长,靶点多,井眼轨迹不平滑,钻具与井壁间的间隙不稳定,钻井液迟到时间长,钻屑上返过程中与井壁、钻具碰撞的概率更大,影响钻屑行进轨迹和上返速度,更容易沉降;单根钻进开泵期间钻屑不能及时返至地面,测斜和接钻具期间钻屑易沉降[10-14]

    水平段长度大,钻具与井壁接触面多,且长水平段携岩困难,易形成岩屑床,造成摩阻增大[15-19]。与油基钻井液相比,水基钻井液润滑性差。对于性能相当的油基钻井液和水基钻井液,在相同条件下水基钻井液的润滑系数比油基钻井液大65%左右。堵漏时需要加入大量惰性固相,固相含量增加约40%,进一步增大了摩阻。该井采用水基钻井液钻进,降摩减阻的难度非常大。

    华H50-7井2 716.00~3 215.00 m井段钻遇断层夹持地堑,存在多处裂缝和破碎带,易发生恶性漏失和破碎带掉块卡钻等井下故障。长水平段堵漏风险大:1)堵漏时,水平井眼中近3 000 m长的钻具会长时间静止贴近下井壁,发生压差卡钻的风险高;2)漏失和堵漏期间钻井液性能波动大,井筒中的液面长时间约处于井深480.00 m处,从套管鞋到失返漏失点3 000.00 m长的水平段处于泥岩层中,防塌难度大;3)地层“自呼吸”现象严重,堵漏效果差;4)钻至接近完钻井深时易发生漏失,已钻成的处于泥岩层的3 000.00 m长的水平段因处理漏失浸泡时间增长,泥岩段井壁保持稳定的难度大。

    针对以上钻井液技术难点,考虑油基钻井液存在塑性黏度与当量循环密度高、切力偏低、携岩能力差、钻屑与钻井液后期处理难度大和成本高等问题,华H50-7井设计采用水基钻井液钻进。这就要求水基钻井液应具有更强的抑制性和润滑性、更好的携岩能力和更低的塑性黏度,以满足保障井壁稳定、清洁井眼、降摩减阻和防漏的需求[20-22]

    钻井液抑制性是保证钻进成功的重要因素,不仅关系到能否抑制钻屑水化和降低固相含量,还关系到能否抑制井壁泥岩水化、防止井壁坍塌等问题。因此,对CQFY-3(自行研制)、NaCl、KCl、HCOONa、HCOOK和CaCl2等6种抑制剂的抑制性进行了试验评价,以优选抑制剂。

    将CQFY-3和NaCl、KCl、HCOONa、HCOOK和CaCl2等6种抑制剂配制成不同质量分数的溶液,使用HD-3A型水分活度测定仪测量其水活度,结果见表1

    表  1  不同质量分数抑制剂溶液的水活度
    Table  1.  Water activity of different inhibitor solutions
    质量分数,
    %
    水活度
    CQFY-3NaClKClHCOONaHCOOKCaCl2
    100.9170.9310.9420.9410.9570.942
    150.8640.8980.9080.9290.9320.908
    200.7110.8680.8980.9120.9040.899
    250.6960.8350.8830.88870.8830.884
    300.5220.7980.8640.8630.8610.793
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    表1可以看出,与邻井岩屑的水活度(测试结果为0.43~0.72)相比,CQFY-3的水活度和地层岩屑的水活度匹配度更好。

    将邻井岩屑加入到质量分数为30%的CQFY-3、NaCl、KCl、HCOONa和HCOOK溶液中,测试岩屑的滚动回收率和加入岩屑后抑制剂溶液的表观黏度,计算表观黏度的上升率,结果见表2

    表  2  岩屑在不同抑制剂溶液中的回收率
    Table  2.  Recovery rate of cuttings in different inhibitor solutions
    抑制剂岩屑回收率,%表观黏度上升率,%
    一次二次
    CQFY-356.4641.7812.57
    NaCl39.8418.5221.53
    KCl43.4622.6617.86
    HCOONa36.1419.1324.71
    HCOOK44.7423.6119.62
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    表2可知,岩屑在质量分数为30%的CQFY-3溶液中的滚动回收率最高,且质量分数为30%的CQFY-3溶液在加入岩屑后表观黏度上升幅度最小,表明其抑制岩屑水化分散的能力最佳。

    由以上性能评价结果可知,CQFY-3的水活度与地层的水活度匹配且抑制性最好,因此选用CQFY-3作为抑制剂。

    为了提高钻屑清除效率和井眼净化能力,钻井液需具有较高的动塑比、低剪切速率黏度和低剪切速率切力LSYP(六速旋转黏度计3 r/min下的读数乘以2减去6 r/min下的读数),并且为了降低循环压耗,还需要尽可能降低塑性黏度,因此,基浆在加入增黏剂后要具有塑性黏度低、切力高的特性。对基浆(配方为20.0%CQFY-3+1.5% PAC-LV+0.5%BLA-MV+2.0%LG-130+1.0%膨润土)加入复合增黏剂CQZN(自行研制)、XCD、PAC-HV和CMC-HV后的流变性进行了试验评价,结果见表3

    表  3  加入不同增黏剂前后基浆的流变性能
    Table  3.  Rheological properties of base slurry before and after adding different tackifiers
    配方塑性黏度/
    (mPa·s)
    动切力/
    Pa
    动塑比ϕ6ϕ3LSYP
    基浆122.50.22210
    基浆+0.3%CQZN148.00.57765
    基浆+0.3%XCD178.00.47642
    基浆+0.3%PAC-HV197.50.39531
    基浆+0.3%CMC-HV196.00.31321
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    表3可以看出,基浆中加入复合增黏剂CQZN后的塑性黏度最低,低剪切速率切力最高,符合要求,因此选用复合增黏剂CQZN。

    测试基浆中加入不同量复合增黏剂CQZN后的流变性,优选CQZN的最优加量,结果见表4

    表  4  加入不同量复合增黏剂CQZN后基浆的流变性
    Table  4.  Rheological properties of base slurry after adding different dosages of CQZN compound tackifier
    CQZN加量,%塑性黏度/(mPa·s)动切力/Pa动塑比ϕ6ϕ3LSYP
    0 122.50.22210
    0.1124.00.33432
    0.2136.00.46531
    0.3148.00.57765
    0.41710.0 0.59975
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    表4可以看出,随着复合增黏剂CQZN加量的增大,基浆的动塑比和低剪切速率切力升高,但当其加量增加到0.3%时,升高幅度变小,因此复合增黏剂CQZN的加量控制在0.3%左右。

    长水平段水平井在钻井过程中的摩阻较大,为降低摩阻,要求所使用的钻井液具有良好的润滑性能,这就需要选择性能优异的润滑剂。使用极限压力润滑仪和六速旋转黏度计,测试基浆(配方为0.3%CQZN+20.0%CQFY-3+2.0%PAC-LV+1.0%BLA-MV+ 4.0%LG-130+2.0%膨润土)中加入润滑剂A、B、C和D前后的润滑系数和表观黏度,并计算出基浆加入不同润滑剂后润滑系数的降低率,结果见表5

    表  5  加入不同润滑剂前后基浆的润滑系数降低率和表观黏度
    Table  5.  Lubricating coefficient reduction rate and apparent viscosity of base slurry before and after adding different lubricants
    配方润滑系数降低率,%表观黏度/(mPa·s)
    基浆40.5
    基浆+2%润滑剂A16.1340.0
    基浆+4%润滑剂A61.2942.5
    基浆+2%润滑剂B–8.0648.0
    基浆+4%润滑剂B11.2948.5
    基浆+2%润滑剂C45.1638.5
    基浆+4%润滑剂C55.6541.0
    基浆+2%润滑剂D23.3943.5
    基浆+4%润滑剂D47.5845.5
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    表5可以看出,基浆中加入润滑剂A和C后的润滑系数降低率较大,且黏度效应低。因此,初选润滑剂A和C,并将其进行复配,测试基浆加入按不同配比复配润滑剂后的润滑系数降低率和表观黏度,结果见表6

    表  6  加入复配润滑剂后基浆的润滑系数降低率和表观黏度
    Table  6.  Lubricating coefficient reduction rate and apparent viscosity of base slurry before and after adding compound lubricants
    配方润滑系数
    降低率,%
    表观黏度/
    (mPa·s)
    基浆40.50
    基浆+2%润滑剂A+4%润滑剂C80.3948.03
    基浆+3%润滑剂A+3%润滑剂C82.7849.32
    基浆+4%润滑剂A+2%润滑剂C87.6250.78
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    表6可以看出,基浆中加入4%润滑剂A和2%润滑剂后其润滑系数降低率最大,黏度效应也不高。因此,润滑剂选用4%润滑剂A和2%润滑剂C进行复配。

    通过优选关键处理剂并进行正交试验,确定了水基钻井液的基本配方:0.3%CQZN+1.5%~2.0%PAC-LV+0.5%~1.0%BLA-MV+2.0%~4.0%LG-130+20.0%~30.0%CQFY-3+4.0%润滑剂A+2.0%润滑剂C,其主要性能为:漏斗黏度50~60 s,密度1.25~1.35 kg/L,API滤失量2~3 mL,高温高压滤失量6~10 mL,塑性黏度12~25 mPa·s,动切力7~14 Pa,动塑比0.5~0.7,六速旋转黏度计3和6 r/min下的读数分别为4~8和5~9,低剪切速率切力(LSYP)3~7,水活度0.5~0.7。

    试验结果表明,优选的水基钻井液在不添加固相的情况下可将密度提高至1.45 kg/L,能满足钻遇高压层时加重压井的要求。

    测试优选水基钻井液的流变性能,并与陇东地区页岩油水平井现用钻井液(配方为0.1%~0.2%CMC-HV+1.0%~2.0%淀粉+2.0%~3.0%沥青+ 3.0%~5.0%ZDS+10.0%CQFY-1+润滑剂+重晶石粉)进行对比,结果见表7

    表  7  不同水基钻井液的流变性
    Table  7.  Rheological properties of different water-based drilling fluids
    钻井液表观黏度/
    (mPa·s)
    塑性黏度/
    (mPa·s)
    动切力/Pa动塑比ϕ6ϕ3LSYP
    优选3422120.55654
    现用3426 80.31321
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    表7可以看出,现用水基钻井液塑性黏度偏高,不利于防漏,动切力、动塑比和低剪切速率切力(LSYP)都较低,不利于携砂和井眼清洁,在一定程度上能够满足水平段长度小于2 000.00 m水平井的施工要求,但不能满足超长水平段水平井的施工要求,优选水基钻井液在防漏(塑性黏度低)和井眼清洁(动切力、动塑比和LSYP高)等方面的表现均优于现用水基钻井液。

    相较其他普通水平井,该井对钻井液抑制性要求更高,包括以下2方面:1)防塌。水平段长度超过4 000.00 m,施工周期长;断层发生漏失会导致钻井液性能波动大;发生失返性漏失时,会出现井筒内钻井液液面不在井口的现象,需要通过强化抑制性,以保持泥岩层水平段井壁的稳定。2)降低有害固相。钻井液只有具有优异的抑制性才能抑制泥页岩和钻屑水化分散,降低有害固相含量,从而降低摩阻。测试岩屑在优选水基钻井液和现用水基钻井液中的回收率、2种钻井液加入岩屑后的表观黏度及2种钻井液滤液的水活度,并计算2种钻井液加入岩屑后的表观黏度上升率,结果见表8

    表  8  不同水基钻井液抑制性评价结果
    Table  8.  Appraisal results of inhibition of different water-based drilling fluids
    钻井液岩屑回收率,%表观黏度上升率,
    %
    滤液水活度
    一次二次
    优选98.6476.82 6.530.5~0.7
    现用89.8153.1714.710.8~0.9
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    表8可以看出,与现用水基钻井液相比,岩屑在优选水基钻井液中的滚动回收率更高,岩屑对其表观黏度影响小,优选水基钻井液滤液的水活度也和地层岩屑的水活度(0.43~0.72)更加匹配,更能满足该井防塌和抑制岩屑水化的要求。

    根据陇东地区水平井钻井实践,考虑该井水平段超长和完钻井深较深,钻井周期可能较长,因此要求钻井液具有较强的抗污染能力。在优选水基钻井液和现用水基钻井液中分别加入5.0%黏土和5.0%钻屑,热滚48 h后测其表观黏度、塑性黏度和API滤失量,结果见表9。从表9可以看出,与现用水基钻井液相比,优选水基钻井液加入5.0%黏土和5.0%钻屑后,表观黏度和塑性黏度上升率低,滤失量波动小,表明其能满足4 000.00 m长水平段水平井的钻井要求。

    由以上性能评价结果可知,与现用水基钻井液相比,优选水基钻井液在流变性、抑制性和抗污染等方面均表现出优异的性能,表明其能满足华H50-7井钻井对钻井液性能的需求。

    表  9  优选和现用水基钻井液抗污染性能评价结果
    Table  9.  Appraisal results of anti-pollution performance of different water-based drilling fluids
    钻井液条件表观黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)API滤失量/mL
    优选污染前34222.5
    污染后37253.0
    现用污染前34263.5
    污染后40315.0
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    陇东地区部分区域页岩油储层存在断层,如钻遇断层会发生漏速10~30 m3/h的恶性漏失,甚至出现失返性漏失,由于漏层位于水平段,大多数发生恶性漏失的井无法成功堵漏,只能提前完钻。根据前期地震资料显示,华H50-7井水平段钻至距跟端3 000.00 m左右时可能会钻遇断层而发生漏失,为满足低固相、低摩阻的要求,降低堵漏期间发生卡钻的风险,只能选择柔性堵漏材料。

    发生漏速小于10 m3/h的漏失时,采用随钻堵漏或者桥塞堵漏;发生漏速10~20 m3/h的漏失时,采用桥塞堵漏和超分子凝胶堵漏液堵漏;发生漏速大于20 m3/h的漏失时,采用桥塞堵漏、超分子凝胶堵漏液和纤维可固化复合堵漏液的方法,进行复合堵漏。

    超分子凝胶是一种以带大量羟基的水溶性聚合物为主链,通过自由基接枝聚合反应将超分子特殊官能团接枝到聚合物侧链上、合成具有有序超分子结构,并在一定温度下形成网架结构的水溶性聚合物。它能够快速形成网架结构,在漏失层将周围介质胶结成牢固整体,用其配制的堵漏液能在控制的时间内在漏失层形成黏度、切力、弹性和静结构足够大的凝胶段塞,由于其具有极强的黏附能力,流动阻力非常高,可以抵抗外来力(漏失压差)的破坏,封堵漏层,解决了以前堵漏剂在漏层中停不住、易被水混合冲稀、难以滞留堆集在漏层入口附近和难以封堵漏失通道等问题。

    评价高分子聚合物类堵漏剂的主要指标是黏附能力和抗拉伸能力,黏附能力就是堵漏剂在漏层滞留的能力,抗拉伸能力就是形成的凝胶段塞具有的抗破坏能力,只有黏附能力和抗拉伸能力强的堵漏剂,才能获得更好的堵漏效果。

    图2所示为超分子凝胶黏附能力和抗拉伸能力的测试结果。从图2可以看出,随着超分子凝胶加量增大,其黏附强度由1.4 MPa增至4.7 MPa,而聚丙烯酰胺凝胶A523的黏附强度只有0.8 MPa。此外,超分子凝胶抗拉强度达160 kPa,远大于瓜胶、聚乙烯醇凝胶和聚丙烯酰胺凝胶,更容易在漏层滞留形成凝胶段塞。

    图  2  超分子凝胶黏附能力和抗拉伸能力测试结果
    Figure  2.  Test results of adhesion and tensile strength of supramolecular gel

    纤维可固化复合堵漏液DLY-2由不同粒径的支撑剂、有机纤维、降滤失剂、稳定剂和固化剂组成,具有密度低(1.22~1.38 kg/L)、抗压强度高(6 h抗压强度2~3 MPa,10 h抗压强度≥6 MPa)和稠度较高(初始稠度≥25 Bc)等特点,能够克服桥塞堵漏无法形成固化体、水泥浆堵漏固化体难以在漏层处停留等难点,特别适合漏层返吐严重和堵漏剂在漏层无法滞留的情况。

    利用裂缝性漏层模型,在常温、压力3 MPa条件下评价纤维可固化复合堵漏液的堵漏效果,结果见表10。从表10可以看出,纤维可固化复合堵漏液具有封堵不同宽度裂缝的能力,封堵承压能力1.2~6.2 MPa,说明通过调节纤维可固化复合堵漏液的密度,可使其具有足够的滞留能力,保证其在裂缝处固化,最终实现封堵裂缝提高地层承压能力的目的,能够满足华H50-7井封堵严重返吐恶性漏失的要求。

    表  10  纤维可固化复合堵漏液堵漏效果评价结果
    Table  10.  Appraisal results of plugging effect of fiber curable composite plugging fluid
    堵漏液密度/(kg·L–1)承压能力/MPa
    1 mm裂缝3 mm裂缝5 mm裂缝
    1.255.44.11.2
    1.306.04.51.5
    1.356.25.21.8
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    “自呼吸”现象和循环压耗存在较大关系。循环压耗小,当量循环密度低,“自呼吸”就不发生或较为轻微,反之则严重。由于华H50-7井水平段长,环空压耗远大于普通水平井,因此要适当降低当量循环密度,以利于防漏和堵漏。

    环空循环压耗的计算公式为:

    pc=7628ρ0.8dμ0.2pv(dhdp)3(dh+dp)1.8LpQ1.8 (1)

    式中:pc为循环压耗,MPa;Lp为钻具长度,m;Q为排量,L/s;ρd为钻井液密度,kg/L;μpv为钻井液的塑性黏度,mPa·s;dh为井眼直径,mm;dp为钻具外径,mm。

    由式(1)可知,循环压耗与钻具长度、井眼直径、钻具外径以及钻井液的排量、密度和塑性黏度相关。在同一裸眼段,井眼直径和钻具外径为定值,钻井液的排量、密度和塑性黏度为影响环空压耗的因素,并且随着井深增大,环空压耗也相应增大。不同条件下、不同井深的循环压耗和相应当量循环密度的计算结果见表11

    表  11  不同井深、水平段长度下的环空压耗和当量循环密度
    Table  11.  Annular pressure loss and equivalent circulation density at different well depths and horizontal section lengths
    井深/m水平段长度/m环空循环压耗/MPa 当量循环密度/
    (kg·L−1
    条件1条件2条件1条件2
    2 178.0002.4051.2931.471.32
    2 678.00 500.002.6411.4211.491.32
    3 178.001 000.002.8771.5481.501.33
    3 678.001 500.003.1131.6761.511.34
    4 179.002 000.003.4391.8031.531.34
    4 678.002 500.003.5851.9311.541.35
    5 178.003 000.003.8212.0581.551.36
    5 678.003 500.004.0572.1861.561.36
    6 178.004 000.004.2942.3141.581.37
     注:条件1是钻井液的密度为1.35 kg/L,塑性黏度为30 mPa·s,排量为33 L/s;条件2是钻井液的密度为1.25 kg/L,塑性黏度为22 mPa·s,排量为25 L/s。
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    表11可以看出,采用密度为1.35 kg/L、塑性黏度为30 mPa·s的钻井液,以33 L/s的排量钻至井深6 178.00 m(水平段长度4 000.00 m)时的当量循环密度较井深4 179.00(水平段长度2 000.00 m)高0.05 kg/L,大大增加了防漏堵漏的难度;钻井液密度由1.35 kg/L降至1.25 kg/L、塑性黏度由30 mPa·s降至22 mPa·s,排量由33 L/s降至25 L/s,井深6 178.00 m(水平段长度4 000.00 m)处的当量循环密度降低0.21 kg/L,可极大减缓“自呼吸”现象,防止井漏。因此,钻井过程中“自呼吸”严重时,可适当降低钻井液塑性黏度;在保证井壁稳定的前提下,适当降低钻井液密度;在保证井眼清洁的情况下,适当降低排量,以降低当量循环密度。

    华H50-7井水平段按照“低黏、高切、高动塑比”的原则控制钻井液性能,前期控制漏斗黏度低于55 s,动切力大于7 Pa,动塑比在0.5~0.6。钻遇灰色泥岩时,将LG-130的加量提高到3.0%左右,改善滤饼的封堵性;CQFY-3的加量提高到25.0%左右,适当降低钻井液滤液的水活度。钻遇黑色泥岩和炭质泥岩时,LG-130的加量控制在4.0%左右,强化滤饼的封堵性,CQFY-3的加量控制在30.0%左右,进一步降低钻井液滤液的水活度,同时控制API滤失量低于3.0 mL。钻遇漏层后适当降低水力参数,以控制循环压耗,降低当量循环密度。

    该井长989.00 m的水平段在泥岩层中,其中167.00 m在碳质泥岩中,调整井眼轨迹28次,垂深波动幅度13.00 m;水平段钻进过程中发生3次漏速较快的漏失,其中1次是失返性漏失,钻井期间井壁稳定、起下钻无遇阻,套管一次下入到底,最终顺利完井。水平段不同井段的钻井液性能见表12

    表  12  水平段不同井段的钻井液性能
    Table  12.  Drilling fluid properties in different horizontal hole sections
    井深/m漏斗黏度/s密度/(kg·L–1API滤失量/mL动切力/Pa动塑比ϕ6ϕ3LSYP水活度
    2 178.00~3 678.0052~551.25~1.3037~80.50~0.605430.65
    3 678.00~4 900.0055~601.30~1.3339~100.50~0.607650.59
    4 900.00~5 642.0047~521.23~1.2445~60.40~0.454320.67
    5 642.00~6 266.0055~621.23~1.24210~120.50~0.609870.62
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    华H50-7井水平段虽然多次调整井眼轨迹、发生井漏,但摩阻整体较小,随着水平段长度增长呈平缓上升趋势,与未应用优选水基钻井液的2口水平段长3 000.00 m的水平井相比,摩阻大幅降低(见图3),其主要原因是优化水基钻井液的固相含量和含砂量较低,润滑性能较好。

    图  3  华H50-7井和邻井的水平段钻具下放摩阻
    Figure  3.  RIH frictions in horizontal sections of Well Hua H50-7 and adjacent wells

    图4图5分别为华H50-7井与2口邻井水平段钻井液的固相含量和膨润土含量(MBT)。从图4图5可以看出,与邻井相比,华H50-7井水平段钻进过程中钻井液的固相含量和MBT均处于较低水平,说明优选水基钻井液的抑制性较强。钻井液较强的抑制性保证了井壁稳定,水平段钻进过程中未出现井壁坍塌掉块的情况,处于泥岩层989.00 m长的水平段在钻进过程中浸泡时间超过40 d,也未出现井壁失稳现象;发生失返性漏失后,井筒内液面在井深480.00 m附近维持近70 h,泥岩段仍保持稳定;每次起下钻均顺利,未出现遇阻现象。

    图  4  华H50-7井和邻井的水平段钻井液固相含量
    Figure  4.  Solid content of drilling fluid in horizontal sections of Well Hua H50-7 and adjacent wells
    图  5  华H50-7井和邻井的水平段钻井液MBT
    Figure  5.  MBT of drilling fluids in horizontal sections of Well Hua H50-7 and adjacent wells

    旋转导向电阻率数据显示在4 875.30~4 935.80 、4 970.50~4 990.40和5 165.20~5 175.80 m井段及井深5 391.00 m附近发育有明显的裂缝,钻至井深4 888.60,5 165.10和5 391.70 m处发生较严重漏失。

    钻至井深4 888.60 m(水平段2 709.60 m处)发生漏速15 m3/h的漏失,使用超分子凝胶堵漏液堵漏成功。钻至井深5 165.10m(水平段2 987.10 m处)发生漏速25 m3/h的漏失,使用桥塞堵漏将漏速降至3 m3/h左右,然后采用随钻堵漏继续进行钻进。钻至井深5 391.70 m(水平段3213.70 m处)时发生失返性漏失,并伴有放空、蹩跳钻现象,在2次桥塞堵漏和2次超分子凝胶堵漏液堵漏无效的情况下,使用纤维可固化复合堵漏液进行堵漏成功,堵漏期间未发生钻具黏卡、起下钻遇阻现象。

    由于华H50-7井水平段较长,循环压耗远远大于常规水平井,“自呼吸”现象也就更明显。在满足井下安全的基础上,通过适当降低钻井液的排量、密度和塑性黏度,漏失速度明显降低,保证了最后500.00 m水平段的顺利钻进。完钻后小排量循环,将钻井液密度提高至1.30 kg/L,以补偿部分当量循环密度,保证了完井作业期间井壁稳定。

    1)通过优选水基钻井液,采取配套防漏堵漏技术,顺利钻成了水平段长4 088.00 m的华H50-7井。

    2)优选的水基钻井液具有良好抑制性、润滑性、井眼清洁能力和更低的塑性黏度,能满足超长水平段水平井对钻井液的要求。

    3)华H50-7井的顺利完钻,说明通过优化水基钻井液性能,采取适当的技术措施,可以用水基钻井液替代油基钻井液钻长水平段水平井。同时,该井的成功钻进,为将来钻更长超长水平段水平井和有效开发同类页岩油积累了经验。

    4)为提高长水平段的防漏堵漏效果,建议根据钻遇地层的特性,再研究制定更具针对性的防漏堵漏技术措施。

  • 图  1   复合材料在90 ℃温度下的静胶凝曲线

    Figure  1.   Static gelation curve of composite material at 90 °C

    图  2   100 ℃下加入20%NP4后复合材料的固化曲线

    Figure  2.   Curing curve of composite material after adding 20% NP4 at 100 °C

    图  3   50 ℃下加入8%NP3后复合材料的固化曲线

    Figure  3.   Curing curve of composite material after adding 8% NP3 at 50 °C

    图  4   复合材料固化物扫描电镜图片

    Figure  4.   SEM image of composite cured product

    图  5   复合材料压力加卸载试验结果

    Figure  5.   Results of pressure loading and unloading test for composite material

    表  1   各类热固性树脂的主要性能

    Table  1   Performance comparison of various kinds of Performances of various types of thermosetting resins

    树脂类型 力学性能 耐温/℃ 韧性 成型收缩率 固化可控性 价格
    聚酯树脂 较好 80
    环氧树脂 优秀 120~180 差—好 较好
    酚醛树脂 较好 180 差—好
    聚酰亚胺 260~316 较好
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    表  2   M(X)在不同配比不同温度下养护72 h后的抗压强度

    Table  2   Compressive strength of M(X) with different proportions after curing for 72 hours at different temperatures

    M(X)的配比 不同温度下的抗压强度/MPa
    25 ℃ 50 ℃ 70 ℃ 90 ℃
    10.8 ∶ 1.0 ∶ 20.0 21.78 19.52 28.76 38.15
    12.0 ∶ 1.0 ∶ 23.0 22.47 20.09 21.27 22.52
    13.3 ∶ 1.0 ∶ 26.3 20.33 17.35 19.27 22.14
    14.8 ∶ 1.0 ∶ 30.0 19.90 16.78 17.62 19.51
    16.5 ∶ 1.0 ∶ 34.0 21.88 21.43 18.38 15.89
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    表  3   M(X)和R的配比对复合材料抗压强度的影响

    Table  3   Effect of the proportion of M(X) and R on the compressive strength of composite material

    M(X)和R的
    质量比
    密度/(g·cm–3 抗压强度/MPa
    空气养护48 h 水浴养护48 h
    1.00 ∶ 0.52 1.64 17.5 18.2
    1.00 ∶ 0.41 1.68 18.3 19.1
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    表  4   各组分配比对复合材料力学性能的影响

    Table  4   Effect of each component proportion on the mechanical performance of composite material

    M(X),R+CU与水的
    质量比
    抗压强度/MPa 室温空气下48 h后的
    弹性模量/GPa
    室温空气下48 h 室温水浴48 h 室温空气下144 h
    1.00 ∶ 0.06 ∶ 0.46 8.4 8.9 11.2 2.8
    1.00 ∶ 0.12 ∶ 0.40 13.8 14.5 15.0 2.9
    1.00 ∶ 0.22 ∶ 0.30 15.2 15.7 16.4 3.3
    1.00 ∶ 0.37 ∶ 0.15 17.0 18.0 18.9 3.6
    1.00 ∶ 0.44 ∶ 0.08 17.2 18.5 19.7 3.2
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    表  5   90 ℃下常用油井水泥缓凝剂对复合材料的固化影响

    Table  5   Effect of common oil well cement retarder on the curing of composite material at 90 °C

    缓凝剂 密度/
    (g·cm–3
    固化时间/min 室温空气下48 h
    后的抗压强度/
    MPa
    室温空气 室温水浴
    无缓凝剂 1.50 15 20 9.05
    2.0%TA 1.50 20 25 12.22
    1.0%PCA 1.50 20 25 7.40
    1.5%DZH-2 1.39 20 25 10.25
    1.5%HX-36L 1.39 20 25 6.17
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    表  6   自主研制的调凝剂常压下的调凝效果

    Table  6   The coagulation effect of the developed coagulator under normal pressure

    调凝剂 加量,% 试验温度/℃ 固化时间/min
    NP0 1.5 60 100
    NP0 2.0~6.0 80 12
    NP1 2.0~6.0 80 10
    NP2 2.0~6.0 80 8
    NP3 3.0 60 160
    NP3 6.0 70 155
    NP4 13.0 80 210
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    表  7   调凝剂NP3和NP4在不同温度下的调凝试验结果

    Table  7   Results of the coagulation test with coagulators NP3 and NP4 at different temperatures

    编号 配方 温度/℃ 固化时间/min
    1 M(X)+12%R+20%NP4 100 199
    2 M(X)+12%R+18%NP4 90 211
    3 M(X)+12%R+15%NP4 80 270
    4 M(X)+12%R+13%NP4 80 202
    5 M(X)+12%R+10%NP3 70 222
    6 M(X)+12%R+8%NP3 50 162
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    表  8   不同养护温度下复合材料的弹性模量

    Table  8   Elastic modulus of composite material at different curing temperatures

    编号 配方 样块养护
    温度/℃
    抗压强度/
    MPa
    弹性模量/
    GPa
    1 M(X)+12%R+10%NP3 50 12.0 2.8
    2 M(X)+12%R+18%NP4 90 14.7 4.2
    3 嘉华G级水泥净浆 90 14.9 14.0
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    表  9   复合材料和油井水泥疲劳试验结果对比

    Table  9   Comparison of fatigue test results between composite material and oil well cement

    套管内压/MPa 油井水泥疲劳周期/次 复合材料疲劳周期/次
    20 100(未失效) 100(未失效)
    35 13 100(未失效)
    70 2 30(未失效)
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出版历程
  • 收稿日期:  2018-11-05
  • 修回日期:  2019-02-14
  • 网络出版日期:  2019-03-17
  • 刊出日期:  2019-02-28

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