Sand Consolidation Technology of Water-based Nano Solution
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摘要:
为解决了传统化学防砂存在的储层伤害大、固结强度低和有效期短等问题，通过将交联反应基团和亲水性基团接枝到无机纳米SiO2颗粒表面，结合水性固化剂复配形成了水基纳米溶液固砂体系，评价了其性能，结果表明，该固砂体系粒径中值为58 nm，对0.05～0.85 mm地层砂具有优异的固结效果，尤其对细粉砂适应性突出，固结强度达6～12 MPa，渗透率保留率为86.19%，满足40～120 ℃油藏防砂需求。辽河油田曙三区进行了5井次水基纳米溶液固砂体系固砂试验，防砂有效率达100%，防砂后产液和产油能力恢复至防砂前水平。研究和现场试验表明，水基纳米溶液固砂技术具有固结高强度、对储层伤害低和适应温度宽宽等特点，为疏松砂岩油藏防砂提供了高效解决方案，具有显著推广价值。
Abstract:Chemical sand control technology aims to prevent sand production from the source; however, its application remains limited due to challenges such as high permeability damage, low consolidation strength, and short validity period. To address these issues, this study developed a water-based nano-solution sand consolidation system by grafting cross-linking reactive groups and hydrophilic groups onto the surface of inorganic nanoparticles. A comprehensive experimental evaluation was conducted, including particle size analysis, sand consolidation performance, permeability retention, and temperature adaptability. The results demonstrate that the median particle size of the system is 58 nm, exhibiting excellent consolidation effects for formation sands ranging from 0.05 to 0.85 mm, particularly for fine silty sands. The consolidated sand achieved a strength of 6–12 MPa and a permeability retention value of 86.19%, meeting the requirements for reservoirs at 40–120 ℃. Field applications in the Liaohe Oilfield confirmed a 100% success rate in sand control, with post-treatment fluid and oil production fully restored to pre-sand-control levels. This technology integrates high strength, low damage, and environmental adaptability, offering significant practical value for addressing sand issues in unconsolidated sandstone reservoirs.
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在应用PDC钻头钻进中硬以上及高研磨性地层时，存在严重的粘滑现象，导致钻柱扭转振荡、钻进过程不稳定，不但容易造成钻头复合片崩齿损坏，也容易发生钻柱松扣及疲劳破坏等井下故障，从而导致钻井效率降低[1-3]。为此，众多研究者开展了射流冲击器、液力扭转冲击器及其他复合钻井工具辅助破岩的研究与现场试验[4-17]，使机械钻速得到大幅提高；同时，针对定向井、水平井钻井中出现的托压问题，研制应用了液力加压器[18-20]，利用其独特的液体弹性吸收原理，来降低钻柱的纵向振动，改善钻进过程中钻头及钻柱的受力，从而延长钻头、钻具的使用寿命和提高机械钻速，避免发生井下钻具故障。为更好地发挥液力扭转冲击器及液力加压器的提速优势，笔者研制了液力扭转冲击器和液力加压器，并将两者组合应用，形成了液力扭转冲击器配合液力加压器的钻井提速技术，现场试验了3口井，结果表明，该技术提高机械钻速的效果非常明显，为硬地层高效钻进提供了一种新的技术手段。
1. 工具结构及工作原理
1.1 液力扭转冲击器
1.1.1 结构及原理
液力扭转冲击器主要由外壳和本体组成，外壳和本体通过防脱机构及花键连接，外壳与钻柱相连接，本体与PDC钻头相连接。当钻柱旋转时，带动冲击器外壳旋转，外壳将钻进扭矩通过花键传递到本体和钻头。本体由碟簧、推力轴承、防砂套、启动锤、冲击锤、座体、滑动轴承、喷嘴和防脱机构组成（如图1所示），其外径为186.0 mm、长度为0.97 m、抗拉强度为1 800 kN、抗扭强度为313 kN·m，采用431×430扣型。
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图 1 液力扭转冲击器的基本结构1. 外壳；2. 支撑套；3. 碟簧；4. 推力轴承；5. 防砂套；6. 启动锤；7. 冲击锤；8. 座体；9. 滑动轴承；10. 喷嘴；11. 防脱机构Figure 1. Basic structure of hydraulic torsional impactor钻进过程中，钻井液进入液力扭转冲击器内部后，一部分钻井液从节流喷嘴流过，产生节流压差（Δp），在喷嘴前后分别产生高压区和低压区；另一部分钻井液进入工具内部液压腔体，推动启动锤和冲击锤运行，撞击座体产生冲击扭矩。
冲击锤和启动锤在节流压差（Δp）作用下一起顺时针加速旋转，当冲击锤撞击到座体后，停止转动，而启动锤会因为惯性继续旋转直至撞击到冲击锤的内部棱边，此时高压区和低压区因为流道的切换而发生变换，冲击锤和启动锤则在压差作用下一起反向逆时针加速旋转，高压区和低压区会再次因为流道的切换而发生变换，冲击锤和启动锤则又一次转向加速旋转。高压区和低压区会这样循环往复切换，从而推动冲击锤循环往复撞击座体，给钻头的正常钻进扭矩上叠加了一个连续、均匀、稳定的高频冲击扭矩。
1.1.2 关键设计
1）降摩减阻设计。为了提高液力扭转冲击器的能量转化效率，进行了降摩减阻设计：1）在启动锤与防砂套以及冲击锤与座体之间安装滑动轴承，并在冲击锤与座体之间的配合面上镶嵌硬质合金块，从而降低冲击锤和启动锤高速运转过程中的摩擦力；2）在外壳与本体之间安装推力轴承，保证高频冲击扭矩可以传递到钻头而非损耗到外壳上，从而提高冲击扭矩的传递效率，降低冲击能量损失。
2）耐磨损处理。启动锤、防砂套等活动部件除了承受冲击载荷作用外，还在进行高速相对运动；另外，还要承受含固相颗粒流体的高速冲刷，易发生磨损和冲蚀损坏，从而影响工具的整体性能和使用寿命。为此，液力扭转冲击器的高速活动部件选用了高强高韧模具钢，淬火加回火后基体硬度可达HRC59，工件表面经过磁控溅射D+涂层处理后硬度可达HV2635，耐磨性也得到了大幅提高。
1.2 液力加压器
液力加压器适用于大斜度井、水平井、定向井和套管开窗侧钻井[18-20]，主要利用环空和工具内的钻井液压力差，给钻头施加钻压，可以解决水平井、大斜度井钻进过程中的托压问题。液力加压器主要由芯轴、花键筒、一级缸筒、防掉半环、连接筒、二级缸筒和上接头组成，基本结构如图2所示。该工具外径为165.1 mm、长度为3.9 m、抗拉强度为1 200 kN、抗扭强度为132 kN·m，采用410×411扣型。
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图 2 液力加压器的基本结构1. 芯轴；2. 花键筒；3. 一级缸筒；4. 防掉半环；5. 连接筒；6. 活塞杆；7. 二级缸筒；8. 上接头Figure 2. Basic structure of hydraulic booster在钻井过程中，液力加压器直接连接在钻具组合中，钻井液经钻柱由液力加压器上接头进入工具中心孔道，当钻井液经下部钻具并通过钻头水眼建立循环后，产生节流压差，在液力加压器内部与环空之间形成的压力差对活塞杆和芯轴形成推力，芯轴下行给钻头加压，推动钻头钻进。当钻柱发生纵向振动时，因钻头、芯轴、活塞杆与缸筒是通过钻井液建立的柔性连接，向上跳动时缸筒内钻井液受压，从钻头喷嘴流出，起到液力减振作用，从而达到保护钻具和钻头的目的。
2. 工具性能试验
2.1 冲击性能试验
为了评价液力扭转冲击器的基本性能及运行的可靠性，搭建了地面性能测试系统（如图3所示）。该系统的进液管道前端装有超声波流量计及压力表，可以准确计量工作排量和节流压力。液力扭转冲击器通过支架固定在底板上以防止发生转动，通过回液接头与管道相连，将工作流体返排至液罐，其后端与扭矩传感器连接（扭矩传感器通过支架与底板固定），当流体带动冲击锤撞击座体时，通过扭矩传感器就可以采集到冲击过程中的冲击扭矩信号，通过信号处理软件可以提取冲击过程中的冲击扭矩和频率。
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图 3 液力扭转冲击器地面性能测试平台1. 流量传感器；2. 压力传感器；3. 液力扭转冲击器；4. 扭矩传感器Figure 3. Surface performance test platform of hydraulictorsional impactor应用如图3所示的测试平台，对液力扭转冲击器的节流压力、冲击扭矩、冲击频率与排量的关系进行了试验，结果见图4。从图4可以看出，当排量达到30 L/s时，节流压力为3.2 MPa，冲击扭矩达到了850 N·m，冲击频率达到了13 Hz。由此可见，在流体流过液力扭转冲击器时，能够产生高频冲击扭矩，且随着排量增大，冲击扭矩、冲击频率和节流压力均会增加。因此，现场应用时需要根据钻井携岩排量和压降的要求，调整合适的性能参数。
2.2 密封试验
液力加压器需要通过管串内外压力差推动活塞杆运动，其密封性对于正常运动有着至关重要的影响。为此，通过试压试验测试了液力加压器的密封性。试验时，将专用试压接头连接到工具两端，并把进水高压胶管一端与试压接头的进水口连接，另一端与电动泵出水口连接。使下端试压接头的放气孔朝上，卸掉放气孔上的螺塞，启动电动泵注水，当工具水眼内注满水时，停泵并旋紧螺塞，再继续开泵加压至20 MPa时停泵5 min，然后再开泵，压力升至30 MPa时停泵3 min，观察压力变化情况，试验结果如图5所示。由图5可知，在两次停泵期间，压力均保持不变，表明液力加压器在30 MPa的压力下无渗漏现象，试压合格，其密封性满足现场使用要求。
3. 现场试验
液力扭转冲击器配合液力加压器的钻井提速技术在鄂尔多斯的桃2-4-18A井、延长油田的延491井以及临盘油田的盘2-斜125井进行了现场试验，与邻井相比，机械钻速分别提高了50%、33%和68%，现场试验效果见表1。下面以盘2-斜125井为例，详细介绍该技术的现场试验情况。
表 1 液力扭转冲击器配合液力加压器的钻井提速技术现场试验效果Table 1. Field test results of the drilling speed-up technology of combining hydraulic torsional impactor with hydraulic boosterwith hydraulic booster井号 钻进井段/
m入井时间/
h机械钻速/
(m·h–1)钻速提高
幅度，%2-4-18A 2 146～2 600 117 8.40 50 延491 3 194～3 438 76 6.39 39 盘2-斜125 260～1 317 69 26.44 68 3.1 盘2-斜125井概况
盘2-斜125井是一口定向井，目的是开发盘2-12块沙三段下部剩余油，设计井深1 874.00 m，采用二开井身结构，一开采用ϕ346.1 mm钻头钻至井深251.00 m，二开采用ϕ215.9 mm钻头钻至井深1 874.00 m。
该井造斜段（260.00～1 317.00 m井段）钻遇地层为明化镇组和馆陶组一段及二段，明化镇组地层岩性为土黄色泥岩、棕黄色泥岩、砂质泥岩与灰白色砂岩（中细砂岩）互层，馆陶组地层岩性以灰白色砾状砂岩、中细砾岩、细砂岩为主。邻井在造斜段钻进时出现托压问题，导致机械钻速较低，因此该井在二开造斜段进行了液力扭转冲击器配合液力加压器的钻井提速技术试验，以提高机械钻速。
3.2 试验效果
盘2-斜125井试验井段钻具组合为ϕ215.9 mm钻头+ϕ186.0 mm液力扭转冲击器+ϕ171.5 mm×1.25°单弯动力钻具+止回阀+ϕ158.8 mm无磁钻铤1根+MWD+ϕ165.1 mm液力加压器+ϕ127.0 mm加重钻杆15根+ϕ127.0 mm钻杆，主要钻井参数为：钻井液密度1.1 kg/L、黏度35 s、排量30 L/s，转盘转速60～70 r/min。钻台上的短测试结果显示，液力扭转冲击器的节流压力为2.5 MPa，液力加压器下部钻具压耗7.5 MPa，计算柔性加压为90 kN。
该井试验井段钻进时间68 h，进尺1 057.00 m，平均机械钻速26.44 m/h，与邻井盘2-斜124井同井段相比，机械钻速提高了68%。这表明，液力扭转冲击器配合液力加压器的钻井提速技术，可大幅度提高机械钻速，并解决定向钻井中存在的托压问题，为实现油气藏的高效开发提供了一种新技术。
4. 结论与建议
1）室内试验表明，液力扭转冲击器可以为PDC钻头提供频率为13 Hz、扭矩为850 N·m的高频扭转冲击，液力加压器可以起到液力减振作用，从而达到保护钻具和钻头的目的。
2）3口井的现场试验结果表明，液力扭转冲击器配合液力加压器的钻井提速技术不但能够提高机械钻速和单只PDC钻头的进尺，还能保护钻头和井下工具，延长其使用寿命。
3）液力扭转冲击器配合液力加压器的钻井提速技术不需要改变原有的钻井工艺和钻具组合，施工操作简单，性能可靠，具有良好的适应性。
4）建议在长定向段和中硬以上地层进行试验，进一步验证液力扭转冲击器和液力加压器的可靠性和对硬地层的适用性。
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图 1 纳米溶液固砂原理
Figure 1. Schematic Diagram of the Technical Principle of Sand Consolidation Using Nano Solution
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图 2 不同质量分数纳米溶液固砂体系产生固化物含量
Figure 2. The solid content generated by the nano sand consolidation agent with different mass fractions
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图 3 温度对纳米溶液固砂体系固化时间的影响
Figure 3. The influence of temperature on the curing time of the sand consolidation system of the nano solution
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图 4 温度对纳米溶液固砂体系固结强度的影响
Figure 4. The Influence of Temperature on the Consolidation Strength of the Sand Consolidation System of the Nano Solution
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图 5 固结岩心的微观结构
Figure 5. Microscopic Images after Sand Consolidation with Nano Solution
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图 6 XXX1井防砂前后的生产情况
Figure 6. The Production Situation after the Resumption of Production through Chemical Sand Control in Well XXX1
表 1 不同质量分数纳米溶液固砂体系固结岩心的抗压强度和液相渗透率
Table 1 The sand consolidation strength and permeability under different mass fractions
固砂体系的质量分数，% 抗压强度/MPa 液相渗透率/mD 20 3.23 56.3 30 5.94 49.0 40 8.26 45.8 50 8.90 40.4 60 12.30 36.1 70 14.46 17.2 
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表 2 纳米溶液固砂体系与不同粒径地层砂固结岩心的抗压强度和液相渗透率
Table 2 The sand consolidation strength and permeability of formation sands with different particle sizes
砂粒类型 砂粒粒径/mm 抗压强度/MPa 液相渗透率/mD 粗砂 0.425～0.850 12.8 205.0 中砂 0.212～0.425 10.2 121.0 细砂 0.180～0.250 9.3 49.8 粉砂 0.075～0.150 8.5 21.4 泥质细粉砂 0.050～0.100 6.3 16.0
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表 3 地层砂含油对纳米溶液固砂体系固砂效果的影响
Table 3 The Influence of the Oil Content on the Surface of Sand Grains on the Sand Consolidation Effect of the Nano Solution
砂油质量比 抗压强度/MPa 液相渗透率/D 100∶0 7.7 4.9 100∶5 7.5 4.1 100∶10 7.4 4.3 100∶15 5.2 3.2 100∶20 3.3 1.5 100∶25 0.8 1.3
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