套損井耐溫抗鹽化學堵劑室內研究與評價

盧培華 孟祥娟 李 瑋 張愛良

（1.中國石油塔里木油田分公司油氣工程研究院，新疆 庫爾勒 841000；2.中國石油塔里木油田分公司質量檢測中心，新疆 庫爾勒 841000；3.中國石油塔里木油田分公司天然氣事業部，新疆 庫爾勒 841000）

0 引言

為了控水穩油，油田套損化學修復的潛力值得發掘。為了更好地解決油水井套損、水層封堵、封竄堵漏等方面的問題，提高油田水驅動用儲量和采收率，減少井下作業勞動強度，降低油水井生產作業成本，提高油氣開發經濟效益，重點針對套管破損、穿孔、竄槽漏失等問題，開發研制低成本、低傷害、高強度、微膨脹的化學堵封堵技術。近年來，油田采取了一些控水技術措施，加大了開發力度，但是一些套漏套變套損的井，施工難度大，常規的水泥漿封竄、封堵，由于其固化體收縮效應，出現堵而不死，再次套損井竄漏現象，水泥漿封堵／年，在精確定位套損部位后，擇優選取擠水泥下封隔器、下脹管補貼等措施補漏，對已發生套損井實施了補漏，部分井恢復了生產。

針對中國石油塔里木油田公司套損現狀和分布規律，制定多學科協作的套損井綜合“防”“診作業容易出現閃凝、聚凝，造成復雜的“灌香腸“插旗桿”等井下事故，嚴重地影響了油田化學封堵［1技術的發展。因此，開展套損井耐溫抗鹽化學堵劑”］研究是必要的。“治”對策，對于已發生套損的井，采取井下作業坐封打壓、工程測井、靜溫梯度法3 種技術綜合找漏。找漏結果統計表明，1998-2010 年，已有100 余口油水井發生套損，套損總體發生速率為14～16 井次

1 實驗部分

1.1 原料

1）化學堵劑。耐溫抗鹽套損井化學堵漏劑LTTD，西南石油大學生產。LTTD 堵劑是由支撐劑、膨脹型活性填充劑（亞納米材料）、活性微晶增強劑（亞納米材料）、超細微晶聚合物、增韌劑、水硬性膠凝材料及其他輔助材料經過顆粒級配后精細加工復合而成的灰褐色粉末狀物質，其密度為3.15～3.2 g／cm3，可配制1.30～1.60 g／cm3密度的漿體。

2）G 級油井水泥。由四川嘉華水泥廠生產，系高抗油井水泥。

3）鹽水。塔里木油區現場鈣質地層水，礦化度25×104mg／L。

1.2 實驗儀器

WO5-9905 瓦倫攪拌劑，沈陽航空工業大學生產；巖心流動實驗儀，西南石油大學生產；KZY-30 電動抗折儀，沈陽天平儀器廠生產；CSS-2005電子萬能壓力試驗機，長春緊密儀器廠生產；XCJ-40 沖擊試驗機，河北承德材料實驗機廠生產；ZNN-D6 黏度計，青島海信儀器廠生產；JHPZ-Ⅱ型高溫高壓智能膨脹測試儀，荊州創聯石油科技儀器廠生產。

1.3 實驗方法

1）制漿。堵劑按水灰比0.833直接清水配制；G級水泥按水灰比0.44，參照GB10238-1998配漿。

2）封堵強度測定［2］。取外徑?25 mm×2 mm×80 mm的鋼管，置于巖心流動實驗儀中，底部有醫用紗布作襯底，將5 g石英砂（20目）和一定水灰比的堵劑溶液倒入鋼管中，按巖心流動實驗儀操作程序，在10 MPa壓力條件下，用清水進行堵劑動態濾失1～2次，在實驗溫度下養護48 h成實驗模塊，在排量為5 mL／min條件下進行清水頂驅，當出口第一滴水流出時的壓力為封堵強度。

3）稠化時間測定［3］。堵劑按0.833 水灰比配制成溶液，按照GB／T19139-2003 規定方法進行試驗。

4）膨脹率測定［4］。堵劑按0.833 水灰比配制成溶液，參照JHPZ-Ⅱ型高溫高壓智能膨脹測試儀操作規程進行測定。

5）堵漿的工程性能測試。按APIAPEC.10 標準測定流變性。

2 實驗結果及分析研究

2.1 堵劑的抗溫性能

堵劑按0.833 水灰比，參照“封堵強度實驗方法”進行實驗，不同溫度養護48 h 后進行測定，結果見圖1。

圖1 堵劑抗溫性能

堵劑封堵隨不同溫度下的走勢呈向上的趨勢，但在溫度超過110 ℃時，其走勢趨向水平線，沒有多大變化。說明在溫度超過110 ℃時，堵劑的結構強度趨于穩定，堵劑具有抗溫性能。

2.2 堵劑的抗鹽性能

選擇不同礦化度的鹽水進行配制和養護，室內選擇了4 種不同礦化度的鹽水：Ca2+=250 000 mg／L，Mg2+=15 000 mg／L，Cl-=120 000 mg／L，總礦化度=270 000 mg／L，養護48 h 后進行測定，結果見圖2。

圖2 堵劑的抗鹽性能

無論單獨無機鹽或復合鹽，其礦化度不同的地層水對堵劑的封堵強度幾乎沒有影響，即堵劑有很好的抗鹽能力。堵劑中的抗鹽材料，能夠克服各種礦化度的鹽類入侵，表現出良好的抗鹽特性，也能抑制塔里木油田高鹽的侵蝕。

2.3 堵劑的膨脹性能

堵劑按0.833 水灰比配制成溶液，按照“JHPZ-Ⅱ型智能膨脹儀操作規程”進行實驗。結果表明：①通過96 h實驗，堵劑隨著時間延長，其膨脹率相應增加；②堵劑膨脹率在6%左右，屬于微膨體系。由于堵劑中有超細的活性充填材料，在水化的同時，能吸水膨脹，密實堵劑固化體的微觀孔洞，表現出很好的微膨脹特性。

2.4 堵劑的流變性能

堵劑按不同的水灰比配制成漿體，參照“堵劑工程性能測試方法”進行實驗，結果見表1。

從表1 可知：①堵劑在各種水灰比情況下，表現出很好的流變性能，隨著水灰比的灰量加大，屈服值YP 也隨之增加，即堵劑溶液的懸浮能力加大，不會產生顆粒沉淀，達到了安全施工的目的；②隨著堵劑水灰比的加大，其表觀黏度也增加，但通過控制堵劑的水灰比，現場應用時就不會影響水泥車的可泵性，有利于現場施工。

表1 堵劑的常規流變性能測定（95℃）

2.5 堵劑的稠化實驗和污染實驗

1）堵劑的稠化實驗。實驗條件：150 ℃（溫度）× 70 min（升溫時間）× 45 MPa（壓力）× 1.58 g／cm3（堵漿密度），參照“堵劑稠化實驗方法”進行實驗。測試結果：取堵劑和外加劑稠化時間為480 m／70 Bc。

堵劑通過添加外加劑，可以控制堵劑的稠化時間，以滿足現場施工的需要，確保施工安全。

2）堵劑的污染實驗。實驗條件：150℃（溫度）×70 min（升溫時間）×45 MPa（壓力），堵漏漿：無機鹽壓井液（1.13 g／cm3）=70%：30%，參照“堵劑稠化實驗方法”進行實驗。測試結果：386 min／61.5 Bc。

堵劑在使用油井水泥漿外加劑（緩凝劑、分散劑、消泡劑）后，可以任意調節堵漿的稠化時間，以滿足現場施工的需要。

2.6 堵劑高溫高鹽工況下的封堵強度

堵劑按0.833 水灰比配制成溶液，在礦化度25×104mg／L、95 ℃和150 ℃條件下養護，參照“封堵強度實驗方法”操作進行，測定堵劑固化體在不同時期的封堵強度，測試結果見圖3。

圖3 堵劑在高溫高鹽工況下的封堵強度

從圖3 可知：①在95 ℃和150 ℃養護條件下，在養護時間分別到達120 d和30 d天時，封堵強度幾乎不變，說明堵劑固化體結構趨于穩定；②在95 ℃和150 ℃養護條件下，堵劑固化體封堵強度有增加的趨勢；③在150 ℃養護條件下的堵劑固化體封堵強度大于95 ℃養護條件下的堵劑固化體封堵強度。

由于堵劑中引用了長期耐久的機制，在高溫、高鹽的環境中，經過長達半年之久的養護，其封堵強度沒有出現衰減現象，反而趨于穩定，有很好的長期耐久封堵效果，大大提高了現場應用的有效期。

2.7 堵劑的自愈合能力

參照“堵劑封堵強度實驗方法”制成模塊，在150 ℃、10 MPa、200 轉／min 實驗條件下，參照堵漏實驗評價儀操作規程，模塊動態養護72 h 后，用掃描電鏡（SEM）測定［5］。

圖4展示了鋼管內動態養護條件下堵劑漿體內部的顯微形貌。圖上看到的都是無定形的CSH 凝膠，相互間緊密地聯結在一起。

圖5 則是動態養護條件下堵劑鋼管—漿體界面處樣品的顯微結構，界面處的漿體中散布著許多棒狀鈣礬石晶體。

圖6由圖5放大而得。由這兩圖可以很清楚地看到堵劑表面上結晶完好的棒狀的鈣礬石晶體。在鈣礬石晶體下方，可見部分無定形的水化產物已被溶蝕，露出新鮮表面。在這新鮮表面上，生成了大量纖維狀CSH 凝膠，屬于Diamond 定義的CSH（Ⅱ）型，是水化初期的產物。

圖7可以更明顯地看到界面處的表面層被部分溶蝕后新生成的纖維狀CSH（Ⅱ），在此同樣未能發現Ca（OH）2片狀晶體。

SEM 測試結果表明，組成化學堵劑的各種活性材料的協同作用，避免了在膠結界面形成過多的易被沖蝕溶解的水化產物，在堵劑固化體膠結界面能夠持續生成許多耐沖蝕的水化產物，具有很強的自愈合能力（圖7），消除了界面的有害過渡帶，使界面具有很強的抗高壓流體沖蝕的能力，從根本上提高了封堵質量。

圖4 動態養護條件下堵劑內部漿體的顯微結構×2 000

圖5 動態養護條件下鋼管-堵劑界面處的漿體顯微結構×2 000

圖6 表面層被溶蝕后露出的新鮮表面×5 000

圖7 堵劑-鋼管膠結界面微觀結構（再愈合能力）×5 000

3 結論與認識

1）研制的塔里木油田套損井耐溫抗鹽化學堵劑LTTD，通過室內研究評價，所有性能能滿足套損井修復的要求。

2）塔里木油田深井（超深井）井下溫度很高（150℃）、地層水主要以CaCl2水質為主（礦化度24×104mg／L），研制的化學堵劑適應這種地質條件，并且在這些條件下的性能非常好，完全能適應塔里木油田工況的需要。

3）以復合材料為特征的新型凝膠材料LTTD 堵劑，具有再愈合能力，應該在界面的牢固接合方面具有更大的技術優勢［6］。

總之，塔里木油田耐溫抗鹽化學堵劑的研究與評價，為油水（氣）井破損套管的修復提供了一個新的手段，也促進了油田化堵工藝技術的提高。

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［5］楊振杰，李美格，郭建華，等.油井水泥與鋼管膠結截面處微觀結構研究［J］.石油鉆采工藝，2002（4）：6-8.

［6］姚曉，吳葉成，黎學年.國內外固井技術難點和新型水泥外加劑特性［J］.鉆井液與完井液，2005（2）：13-18.