钻井液与水泥浆化学不兼容原因初探

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图 4 加入 OP-10 后的稠化曲线
时间仅 8 min。随着温度的升高，DR-2 在浆体中由 溶胀状态变为溶解状态，分子链由卷曲状逐渐伸展 开来，最后完全伸展，从而导致浆体的稠度迅速上 升和稠化时间大幅度缩短。③表面活性剂 OP-10 和 抑制型润滑剂 CA-8 加入到缓凝水泥浆后，对水泥 浆稠化时间没有不良影响。因为 OP-10 属于亲水性 非离子表面活性剂，水泥浆中含有的聚合物与该表 面活性剂之间的作用力很弱，几乎可以忽略其对浆 体稠度的影响。CA-8 不含表面活性剂，也没有不 良影响。
2 实验研究
以川渝油气田某区块 X 井 φ177.8 mm 尾管固 井为例开展室内研究，该井水泥浆、钻井液和隔离 液密度分别为 1.88、1.55 和 1.75 g/cm3。X 井的钻 井液和先导浆（低黏度低切力抗钙钻井液）均与水泥 浆严重不兼容，致使两相污染稠化实验、三相污染 稠化实验以及四相污染稠化实验稠化时间都不能满 足安全施工作业的要求，导致套管下到位后因污染 实验不达标而无法正常施工。现场污染稠化实验在 103 ℃、80 MPa、60 min 下进行，结果如表 1 所示， 稠化时间最长为 24 min，最短为 5 min，仅隔离液
1 钻井液与水泥浆接触污染原因分析
①钻井液发生钙侵 。 [2-3] 按照离子交换吸附原 理，由水泥提供的 Ca2+ 要置换吸附在黏土表面上的 Na+，使钠质土转变为钙质土。Ca2+ 和黏土表面的 吸附力大于 Na+，难于被呈极性的水分子吸附，即 不容易解离，因此 Zeta 电势减小，使得阻止黏土 颗粒聚结合并的斥力减小，聚结 - 分散平衡即向着 有利于聚结的方向变化，钻井液中的网架结构增多 并加强，致使钻井液的黏度、切力和滤失量增加。 另一方面，钠质土转换成钙质土后，黏土颗粒的水 化程度降低，黏土表面的水化膜变薄。黏土水化程 度的改变也是使钻井液受钙侵后滤失量增大、滤饼
水泥浆中分别加入各种钻井液处理剂后的稠化 曲线和拆浆杯后的照片见图 1～图 6。
图 1 加入 JY-1 后的稠化曲线和拆浆杯照片
表 1 X 井 φ177.8 mm 尾管固井现场污染稠化实验
钻井液 / 水泥浆/ 隔离液/ 缓凝水/ 初始稠
t/
%
%
%
% 度/Bc
min
30（井浆） 70
0
0
75 5（100 Bc）
文章编号：1001-5620（2010）06-0046-03
钻井液与水泥浆化学不兼容原因初探
马勇 1， 郭小阳 2， 姚坤全 3， 唐庚 1， 丛长江 4
（1. 西南油气田公司采气工程研究院，四川广汉 ；2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学，成都 ； 3. 西南油气田公司工程技术与监督部，成都 ；4. 渤海钻探塔里木钻井分公司，新疆库尔勒）
1# 3%膨润土+5%SMC+5%RSTF+0.4%NaOH+ 1%SMT+4%RLC-101+重晶石（密度为 1.55 g/cm3）
2# 4%膨润土+4%SMC+5%R ST F+4%CA-8 + 0 . 5% H T X+ 6% S M P-Ⅱ+2 % D R-2+ 6% D H D + 0 . 5% CaO+0.2%KPAM+ 重晶石（密度为 1.55 g/cm3）
3. 建议继续就钻井液对水泥浆产生化学污染本 质原因进行深入探索，以保障深井超深井固井作业 安全、提高固井质量和节约钻井周期。
参考文献
[1] 马勇 . 固井环空气体窜流原因分析及防控技术 [D]. 西 南石油大学院石油工程学院，2009 ：90-93.
[2] 黄汉仁，杨坤鹏，罗平亚 . 泥浆工艺原理 [M]. 北京 : 石 油工业出版社，1981 ：88-100.
实验现象
1%JY-1 3#
13.6 295 311 包心，温度曲线波动， 温度最高上冲 14 ℃
4%CA-8 13.4 315 320 对稠化时间无不良影响
4%RLC-101 19.7 82 84 温度曲线波动，包心。
0.5%SP-80 4#
0.5%OP-10 13.3
温度曲线波动，20 min 后取出浆杯发现包心 135 141 对稠化时间无不良影响
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by sulfonated drilling fluid by using formate NaCl KCl salt-resistant filter reducer viscosifier ultra-fine CaCO3 and cation emulsion asphalt. The laboratory experiments show that the salt water drilling fluid has the characteristics of good inhibition anti-caving and lubrication performances, high density, low filter loss, low solid content as well. The applications show that the average hole enlargement was as low as 10%, also the casing running and tripping was smoothly. Key words Horizontal well; Gas well; Compound salt water drilling fluid; Clay-free drilling fluid; Borehole stability; ROP; Bit balling First author’s address Changqing Drilling and Exploration Division of ChuanQing Drilling and Exploration Engineering Company Ltd., Xi’an, Shanxi 710021, China
关键词 钻井液 ；水泥浆 ；化学污染 ；固井 ；污染稠化 ；相互作用 ；凝胶效应 中图分类号：TE256.9 文献标识码：A
钻井液和水泥浆的组分和理化性能存在显著差 异，一般 2 者的化学兼容性较差，只要接触均存在 不同程度的污染，形成一些难以破坏的胶凝结构， 不但影响顶替效率，而且可能危及固井施工安全， 引发固井工程事故 [1]。深井超深井固井作业前必须 对钻井液性能进行调整，在降低其黏度和切力的同 时，改善其与水泥浆的化学兼容性，并在泵注水泥 浆之前泵入前置液，有效隔离钻井液和水泥浆。
第一作者简介：马勇，博士，1982 年生，2009 年获西南石油大学油气井工程专业博士学位，现在从事钻完井方面的研究工作。地址： 四川省广汉市中山大道南二段采气工程研究院气井工程室 ；邮政编码 618300 ；电话 13699074293 ；E-mail ：joejoe3215@。
马勇等： 钻井液与水泥浆化学不兼容原因初探
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对水泥浆的稠化时间无不良影响。参照现场污染稠 化实验最严重的一组（70% 水泥浆 +30% 井浆）进行 单因素实验，钻井液处理剂的加量为 30%。使用 X 井 φ177.8 mm 尾管固井作业现场缓凝水（新都自来 水 +1.9%SD32+6.0%SD10+0.32%SD21）及 现 场 水 泥、钻井液处理剂进行室内污染稠化实验，结果如 表 2 所示。X 井井浆及先导浆配方如下。
2%DR-2 60
拆开浆杯，浆体已经 8
成形，但强度很低
注 ：3# 配方为 832 g 现场水泥 +376 g 现场缓凝水（370
min/70 Bc），4# 配方为 832 g 现场水泥 +376 g 自配缓凝水（145
min/70 Bc）。
图 2 加入 RLC-101 后的稠化曲线和拆浆杯照片 图 3 加入 CA-8 后的稠化曲线
[3] 鄢捷年 . 钻井液工艺学 [M]. 北京 : 石油大学出版社， 2001 ：153-159.
[4] 马勇，崔茂荣，郭小阳 . 钻井液造壁性对固井质量的影 响 [J]. 钻井液与完井液，2007，24（2）：37-38，47.
（收稿日期2010-06-20；HGF=1005M6；编辑 马倩芸）
1. 钻井液对水泥浆产生化学污染的主要原因 是钻井液中某些处理剂与水泥浆外加剂之间相互作 用，凝胶效应导致浆体稠度迅速增大和稠化时间大 幅度缩短，并非水泥浆真正凝结硬化。
2. 导致现场污染水泥浆稠化实验难以达到安全 作业要求的影响因素众多，膨润土和各种钻井液处 理剂受钙侵、高固相含量、处理剂之间的相互作用 等均会导致污染稠化时间缩短，绝非单一因素起作 用，应为多因素的综合效应。
Research on Drilling Fluid Technology in 2nd Block of Chenghai Dagang Oilfield. DFCF, 2010, 27(6):38-41 Authors WANG Peng, WANG Jianhua, SUN Jinsheng, FENG Guangbin, QU Ruanzhi Abstract Some drilling problems, such as back reaming sticking and collapsing, were encountered in the Shayi member of Shahejie formation. Through the experiments on the mineralogical analysis and physical and chemical properties of medium hard clay shale, the reasons caused those problems were concluded, which is the developed micro-fracture and hydration swelling of brittle shale in this formation. Based on the mechanism of borehole instability, a high performance water-based drilling fluid has been developed. The laboratory experiments show that it has a high inhibitive performance to inhibit cuttings distribution and swelling, also it has the high performances of temperature tolerance (up to 120 ℃) and anti-pollution, which is equivalent with the M-I. Key words Borehole instability; High inhibition drilling fluid; High performance drilling fluids; Medium hard clay shale First author’s address College of Engineering Technology, China University of Geosciences (Beijing), Beijing 100083, China