川渝地区改性聚磺完井液应用情况及展望

川渝地区改性聚磺完井液应用情况及展望汇报内容一、川渝地区改性聚磺完井液应用现状二、检测技术现状三、改性聚磺完井液技术展望一、川渝地区改性聚磺完井液应用现状1、完井液体系分类

在油气井完井试油作业中，需要在井筒内泵入完井液，由于直接与储层接触，其性能的好坏关系直接影响到下步作业进度，是保障其他作业效果的前提。

完井工作液一般按照密度大小、与粘土水化作用的强弱、固相含量多少、分散（流体）介质和用途等进行分类，现场一般按固相含量分为有固相和无固相完井液分为2大类。

主攻目标：抗高温、高密度、储层保护、深井复杂地层的完井液技术发展趋势：有固相体系无固相体系

完井工作液有固相改性完井液（原井钻井液）聚合物低固相完井液油基完井液合成基完井液无固相盐类完井液（氯化钠、甲酸铯）

川渝地区在完井中基于成本考虑，采用钻完井液一体化模式，主要采用改性完井液（即有固相聚合物磺化水基钻井液复配）为主，占95%以上，少数特殊情况（高温）釆用了有固相油基和无固相复合盐完井液。

优缺点：

改性聚磺体系：可有效利用老浆、处理程序及成本低、保护油气层、有利于减轻环境压力；

油基体系：高温稳定性好，但配制成本高，不利于储层保护、容易对环境造成污染；

无固相体系：配制简单、维护方便、流动性能好，但配置成本高，重复利用有一定困难，细菌控制要求高。体系有固相完井工作液主要配方新配浆水化土浆（土浆浓度7%）+0.05~0.08％XCD＋0.8～1%NaOH＋0.3～0.5％PAC-LV＋4～5％RSTF+4～5％SMP+2～4%JNJS-220＋2～3％FRH＋1.5～2％AB-201＋0.5％CaO＋0.2%～0.3%SP-80＋1～2％GHT-95＋重晶石（至设计密度）原（邻）井改性原井浆＋0.02~0.05％XCD（黄原胶）＋0.1～0.2％PAC-LV（低粘聚阴离子纤维素）+1～3％RSTF（高温抗盐降滤失剂）+2～4％SMP（磺化酚醛树脂）+0.5～1％AB-201（高温稳定剂）＋重晶石（调整密度）有固相完井工作液主要配方一、川渝地区改性聚磺完井液应用现状2、川渝地区应用现状2、川渝地区应用现状

川渝地区在改性聚磺完井液应用中，因新配浆性能不稳定以及老浆重复利用，体系中的高分子聚合物高温降解、固相颗粒聚集沉降等问题突显，导致试油中多次出现浆体高温减稠、重晶石沉降、起下钻困难、封隔器下放不到位甚至阻卡等井下复杂情况。管柱内外多处沉淀堵塞及大量泥饼附着物典型案例（GS001-X5井）：该井井深5943.00m，井斜68.51°，裸眼段长821.30m，井底温度140℃，完井工作液由原井钻井液与邻井老浆1:1调配，在试油作业期间下入裸眼封隔器2次遇阻，耽误试油工期近80天。原因分析：

完井液高温下出现增稠，套管壁上附着的泥饼及泥浆中的固相物质，堆积粘附于接箍和变径处，在“刮削”作用下逐渐堆积形成“桥塞”，导致下入管柱摩阻大，最终导致下钻遇阻。一、川渝地区改性聚磺完井液应用现状

改性聚磺完井液虽在原钻井液基础上配制，但又与钻井液有一定区别，分析已出现的问题，认为完井液应更为关注在井筒中长期静止状态下其浆体性能的保持和悬浮固体颗粒的能力。有固相压井液中始终存在着岩屑、加重剂，这类物质因重力作用均会下沉；在调整完井液性能时，现场的固控设备是无法完全的清除原钻井液（老浆）中的劣质固相的，此类物质在井筒高温条件下容易形成“絮凝”、“泥包”；改性完井液沿用钻井液体系，体系中的高分子聚合物等材料长时间受高温老化（降解/交联/解吸附/去水化等反应），造成浆体增稠或者减稠，形成“软沉降”或重晶石、岩屑沉底。主要影响因素颗粒自重下沉3、主要影响因素分析浆体析水、增稠一、川渝地区改性聚磺完井液应用现状结合川渝地区完井试油工艺，完井液应具备优良的沉降稳定性，包括良好的浆体抗高温能力和悬浮固相颗粒能力。满足高温条件下不会发生浆体结构的破坏，不出现软沉降或析水，并能满足对固相颗粒的长时间悬浮。浆体抗高温能力沉降稳定性颗粒悬浮能力高温条件下黏度保持稳定高温条件下切力保持稳定高温条件下内部分子结构保持稳定高温条件下流变性保持稳定固体颗粒不发生聚集支撑固体颗粒的自重对固体颗粒能够有效悬浮固体颗粒不影响流变性防止出现软沉降防止出现颗粒沉降一、川渝地区改性聚磺完井液应用现状2、性能需求汇报内容一、川渝地区改性聚磺完井液应用现状二、检测技术现状三、改性聚磺完井液技术展望完井液检测体系序号类

别检测项目评价指标备

注1初始性能测试密度依照试油工程设计完井作业液部分1.测试温度参考井口温度；

2.若非现场直接测试，须恒温高搅10min；2表观黏度3塑性粘度4初/终切力5动切力6动塑比724/48/72小时静恒温后性能测试底部密度沉降因子≤0.541.测试温度参考井口温度；

2.静置温度参考井底温度；

3.恒温静置老化完成后，须以井口温度高搅10min后测试；

4.依据现场进度，若有条件应开展5～10天沉降实验8表观黏度初始值±3.0mPa·s9塑性粘度初始值±2.0mPa·s10初/终切力初始值±0.5Pa11动切力设计范围12动塑比设计范围13投玻棒测试自然沉降到底1.玻璃棒直径为1cm；长度为30cm检测统计1

川渝地区完井液检测现状

目前针对川渝地区使用的改性聚磺液性能评价以模拟井下高温静置条件对完井液流变性变化及沉降稳定性测试为主，检测手段不够完善，检测周期长，检测评价技术对指导完井液的性能调试缺乏及时性。

统计30余井次现场取样测试来看，发现浆体问题约占52.6%。主要问题为完井工作液浆体出现高温减稠，塑性黏度、静切力发生变化，这两项占主要问题的62%。二、检测技术现状2

典型井分析

现场取样一般为三扶通井循环处理时过渡槽完井液或静观时循环罐中搅拌后的完井液等具有较强代表性的浆体。现场测试初始性能后，由现场或室内开展沉降稳定性测试（现场测试一般进行72h，室内测试进行120～240h）GS120井实验结果GS001-H9井实验结果

对比两口井结果分析：高温下浆体出现减稠，黏切力降低，塑性黏度（PV）、静切力（GEL）均下降，此时对颗粒的悬浮能力降低，颗粒逐渐下降，导致底部密度增大，密度差变大（沉降因子SF≥0.52），投入玻棒后无法自由到底。后期调整推迟工期近20天。典型案例（GS120、GS001-9井）：二、检测技术现状汇报内容一、川渝地区改性聚磺完井液应用现状二、检测技术现状三、改性聚磺完井液技术展望技术展望（1）加快新材料的研发及现场应用，如利用超细重晶石加重目前已在现场进行了适应性试验，有必要加快试验进度并推广应用。（2）研发新型处理剂配合提升完井液的性能，如研究表面活性剂和抗氧剂的方法来抑制聚丙烯酰胺、CMC的热降解和氧化降解，研究高温稳定剂与磺甲基酚醛树脂活性基团发生反应来抑制交联，使其处于适当交联的最佳状态，进一步控制高温交联作用等。（3）控制重复使用的完井液质量，重复利用可大幅降低综合成本，但多次重复利用会导致流变性差，低密度固相难以控制。摸索新配浆和老浆的使用