姜涛

（大庆钻探钻井工程技术研究院，黑龙江大庆 163413）

固井前置液通常使用无机或高分子聚合物类悬浮剂来悬浮加重材料。高分子聚合物和无机悬浮剂的加入，混配时间长、工艺复杂、对前置液和钻井液、水泥浆的相容性产生不良影响，且流变性能不宜调节，另外，高分子聚合物和无机悬浮剂也影响前置液本身的冲洗效果及界面润湿能力，降低水泥环的胶结质量[1-4]。针对这些问题，开发出了一种表面活性剂型可加重固井前置液体系，该体系适用温度较广，最大为150 ℃；能够同时适用于油基钻井液和水基钻井液；且能够依据不同的井况和施工工艺，对密度和流变性能进行设计和调整，使之实现最佳的顶替流态，从而达到良好的冲洗顶替效果，为水泥环提供良好的界面胶结环境，提高封固质量。

1 作用机理

1.1 悬浮机理

研制的前置液体系采用了表面活性剂悬浮技术。表面活性剂分子具有亲水、亲油的双亲结构性质。在水基体系中，表面活性剂亲水的极性基团伸展于水中，使表面活性剂溶于水，随着表面活性剂的浓度增大，体系倾向于形成胶束，即亲水的极性基团向着水，疏水的碳氢键聚集在一起形成疏水内核的有序组合体，胶束的形状随浓度、电解质和增稠剂的加入，表现出不同的胶束形态，如图1所示。胶束的形状不同，使物质运动的阻力不同， 不同的胶束形态具有不同的黏稠度。棒状胶束所形成的黏稠度较大，六角形胶束的黏稠度更大，成果冻状；当胶束形状变为层状，物质的相对滑动容易，体系的黏稠度反而会下降[5-7]。

图1 表面活性剂在水中形成的不同胶束形态

表面活性剂在形成胶束的同时，其亲水基团通过水耦合相互连接，胶束和这种亲水基团的链接相互搭建缠绕而形成三维网状结构，使体系的黏稠度增加，如图2、图3所示。在该体系中加有固相颗粒时，由于固相颗粒（如重晶石和铁矿粉）等属于惰性材料，表面活性剂的疏水基团易于吸附在固相颗粒的表面，从而形成以固相颗粒为中心，被表面活性剂形成的胶束所包裹的网状结构（如图3所示），阻止固相颗粒的沉降。

图2 表面活性剂的水耦合示意图

图3 表面活性剂在水相中的网状结构（左）和其与固相颗粒的作用图（右）

1.2 冲洗机理

1.2.1 渗透溶胀作用

前置液中的表面活性剂会在油基钻井液的泥饼表面吸附，其疏水基一端吸附泥饼的表面，亲水一端伸入水中，这样一来，油基钻井液泥饼表面覆盖了一层表面活性剂分子。由于吸附层中的表面活性剂分子的亲水基伸入水中，所以油基钻井液具有了亲水性能，使前置液中的溶剂和水易在油基钻井液泥饼的表面渗入，产生溶胀作用，削弱油基泥饼的结构力，同时也削弱油基泥饼和套管之间的作用力，然后在前置液的冲刷下，一方面油基泥饼会被逐渐剥离，另一方面，油基泥饼会逐渐卷起，在卷起过程中形成的新表面立即有表面活性剂分子吸附上去，产生新的润湿和溶胀作用，最终油基泥饼从界面上彻底卷起，冲掉的油基钻井液被前置液中的表面活性剂分子形成的胶束包裹，分散到前置液中。

1.2.2 表面张力作用

对油基钻井液的冲洗与表面活性剂能降低表面张力密切相关。

油基钻井液在套管表面有一接触角θ，如果水中没有表面活性剂存在，那么平衡时，则润湿方程表述为：

σws-σos=σowcosθ

式中，σws、σos、σow分别是水与套管之间、油污与套管之间、油污与水之间的界面张力；θ是接触角。当水中有表面活性剂时，由于表面活性剂的吸附，导致σws、σow降低，而油污与套管之间的界面上没有吸附表面活性剂，所以，油污与套管之间的界面张力σos保持不变。这样一来，根据润湿方程，原来的平衡被打破，即油污各处的受力情况发生了变化，为了保持新的平衡，油污就会发生变形，接触角θ发生变化，依据润湿方程，当σws、σow变小时，cosθ应该变小，接触角θ必然变大，才能保持润湿方程重新相等，油滴发生变形，以达到新的平衡。宏观上表现为油滴发生卷曲，如图4（a）所示。理论上，当接触角接近180°时，油污会卷曲成油珠，从套管表面脱落而除去。如果接触角介于90°～180°之间时，油污虽然不能自发地从套管表面脱落，但是也可以被水流从套管壁表面冲洗下来，如图4（b）所示。当油污与表面的接触角小于90o时，则即使有运动液流的冲击，也仍然有小部分油污残留于表面，如图4（c）所示。这就需要前置液具有良好的物理冲刷作用，清除剩余的油污残留物。

图4 油性污垢与套管之间接触角不同时的状态

依据渗透溶胀和表面张力的原理，将常温冲洗悬浮剂C-01、高温冲洗悬浮剂C-03和流型调节剂（有机溶剂）按一定比例配制成基液，并把黏上油基钻井液的套管浸泡其中，如图5所示。可以看出，套管上的油浆逐渐卷曲、 脱落， 3 min后，只剩下少量的残留物。这也正验证了渗透溶胀和表面张力的作用机理在对油基钻井液的冲洗上是可行的[8-13]。

图5 黏油基钻井液的套管在基浆中浸泡后的状态

2 流变性能控制

前置液的流变性能是影响顶替效率的重要因素，随着井的类型、井眼扩大率、套管偏心度等井况不同，对前置液流变性能的要求也不同[14-17]，因此在研制前置液过程中选用了一种流型调节剂，能够根据现场的要求，有针对性地调节前置液的流变性能。室内进行了相关实验，结果见表1。

表1 前置液的流变数据

图6 调节剂不同加量下前置液的流变曲线

实验表明，随着调节剂加量的变化，前置液的流变性能变化明显，但根据数据绘制的流变曲线（图6）显示，前置液的流型比较稳定，为宾汉流体。

层流、塞流、紊流各有特点，但实践表明，固井前置液在注替过程中，应尽量实现紊流或者塞流，避免层流[1]。前置液通过流型调节剂加量的变化调节流变性能，使其能够根据现场实际施工中实现紊流或塞流顶替。

以φ215 mm钻头、 φ139.7 mm套管为例， 不同调节剂加量的前置液临界排量计算结果见表2。由表2可以看出，前置液具有如下特点：当调节剂加量较少，切力较大时，利于塞流顶替，当调节剂加量较大，切力较小时，易实现紊流顶替。因此，可依据实际井况，通过合理的流变设计，实现不同的顶替流态，提高前置液的顶替效率。

表2 前置液环空临界返速计算

3 前置液综合评价实验

3.1 流型调节剂对沉降稳定性的影响

流型调节剂能够调节前置液的流变模式，但是随着调节剂加量的增加，前置液的切力和黏度在降低，为了验证调节剂对前置液沉降稳定性能的影响，同时确定调节剂的允许最大加量，对前置液加入调节剂后的沉降稳定性能进行了实验，见表3。

表3 不同调节剂加量下的悬浮稳定性

由表3可知， 当调节剂加量小于4%时， 沉降稳定性能良好， 加量大于4%时， 沉降稳定性能变差，因此在配制前置液时控制调节剂加量小于4%。

3.2 相容性评价

3.2.1 流变性相容性

实验钻井液选用的是取自现场的油基钻井液和水基钻井液，实验水泥浆为丁苯胶乳体系，密度为1.90 g/cm3。参照GB/T 19139—2003标准，评价前置液与水泥浆和现场钻井液的相容性，结果见表4。可以看出，他们之间的相容性很好。

表4 前置液与钻井液和水泥浆相容性实验数据

3.2.2 抗污染稠化相容性

进行了丁苯胶乳水泥浆与前置液以不同比例混合后进行的150 ℃稠化实验，结果见表5。

表5 抗污染稠化实验数据

由表5可知，前置液与水泥浆混合后，在150℃下，稠化时间延长，且无闪凝现象出现，满足现场施工的安全要求。

3.3 冲洗效果

采用旋转黏度计装置进行冲洗评价实验[4]，结果见表6。从表6可以看出，前置液对油基钻井液和水基钻井液具有良好的冲洗效果。

表6 前置液冲洗效果评价结果

4 现场应用

该前置液体系目前已应用170多口井，多为水平井、深井及特殊工艺井。依据不同的工况，对前置液流变进行设计，使其达到最佳的冲洗顶替及压稳效果。下面以2口井为例，介绍前置液设计的流变数据及现场应用情况。

4.1 长水平段水平井流变设计

某井开采油层为扶余油层，属于致密油水平井，井深为4 300 m，水平段长为2 660 m，所用钻井液为油基钻井液，其井眼扩大率只有4.8%，且是一次性全封，固井施工时间长，不易使用塞流顶替，因此在这口井中，把前置液设计成紊流的形式，紊流流体能够抑制由于套管偏心引起的偏流。前置液密度为1.40 g/cm3，漏斗黏度为37 s，流变数据φ600/φ300/φ200/φ100/φ6/φ3为 57/40/29/18/5/4，紊流临界排量为1.36 m3/min。

该井井口返出水泥浆34 m3，从返出的流体状态来看，前置液界面清晰，与油基钻井液、DSJ水泥浆的掺混段流动状态良好，无增稠絮凝现象，按水泥浆填充环空量计算，顶替效率为90.8%。说明通过对前置液合理的流变设计，加上其良好的相容性能，达到了良好的冲洗顶替效果。

4.2 特殊工艺井流变设计

某井为深层气井， 井深为4 911 m， 垂深为3 862 m，水平段长为974 m，循环温度为130 ℃，采用水平段裸眼分段完井，在固井前，需要把裸眼段的钻井液用冲洗隔离液顶替到井深3 100 m扩张式封隔器上面，水平段用完井液填充，直到固井前，冲洗隔离液需要在井深3 100 m（静止温度为120℃）处静止4 d左右，考虑到冲洗隔离液要具有良好的抗温沉降稳定性和冲洗效果，使用了该前置液。

由于该井在水平段用完井液置换钻井液的顶替过程中，使用小排量顶替（0.2 m3/min左右），顶替时间长达14 h，为了最大限度地提高顶替效果和减少掺混量，把前置液设计成塞流顶替模式，前置液密度为1.20 g/cm3，漏斗黏度为70 s，φ600/φ300/φ200/φ100/φ6/φ3为 103/81/69/57/23/20，塞流临界排量为0.52 m3/min，实际顶替排量为0.1～0.3 m3/min。

该体系在井深3 100 m处静止9 d，在固井施工时，注冲洗液和注灰压力正常，井口返出浆体状态良好，说明该体系具有良好抗高温沉降稳定性能。

5 结论

1.表面活性剂型可加重固井前置液适应密度范围宽、悬浮稳定性能好，最高抗温可达150 ℃，具有良好的流动性能，与钻井液和水泥浆具有良好的相容性，有很好的冲洗效果，能够改善环空界面的胶结环境，兼具有隔离作用，现场应用范围广。

2.该前置液可针对不同工况，改变其流变性能，使体系保持较低的黏度，实现紊流或塞流顶替，最大程度地提高冲洗顶替效果，从而提高水泥环的界面胶结质量，为固井质量提供了保障。

3.经现场验证，该体系流动状态良好，抽注顺利；从固井质量上看，该前置液表现出了良好的冲洗顶替和压稳效果，有助于固井质量的提高。

参 考 文 献

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