溶洞堵漏用遇水增稠承托液的室內研究

程　智，仇盛南，劉　艷，靖　瑜，任　路，李秀妹，楊冀平，于　銘

（1.渤海鉆探工程技術研究院，天津300451；2.華北油田公司第一采油廠，河北任丘062552；3.渤海鉆探工程第二錄井分公司，河北任丘62552）

溶洞堵漏用遇水增稠承托液的室內研究

程智1，仇盛南2，劉艷1，靖瑜1，任路1，李秀妹1，楊冀平1，于銘3

（1.渤海鉆探工程技術研究院，天津300451；2.華北油田公司第一采油廠，河北任丘062552；3.渤海鉆探工程第二錄井分公司，河北任丘62552）

程智等.溶洞堵漏用遇水增稠承托液的室內研究［J］.鉆井液與完井液，2016，33（5）：72-75.

處理大溶洞、大裂縫引起的失返性漏失，目前主要采用水泥漿進行堵漏。施工中，在注入水泥漿之前，需注入起承托作用的高黏度承托液，保證水泥漿停留洞口，從而達到堵漏目的。目前常用的承托液主要以高黏度稠漿為主，極易被地層水沖稀，無法起到承托目的。通過室內合成高分子聚合物YSZC-1，并將YSZC-1與油基液體復配，形成一種遇水增稠型油基承托液，該承托液黏度可調，能滿足現場施工要求。遇水增稠的特性從根本上避免了承托液被沖稀導致溶洞堵漏失敗的可能。該承托液與清水、水基鉆井液混合后，表觀黏度呈指數級上升，承托液與水基鉆井液按照體積比1∶1混合時，混合后承托液黏度最大，體積比上升至1∶9時承托液表觀黏度仍然達到133 mPa·s，具有很強的抗稀釋性，在150 ℃，老化16 h，表觀黏度無明顯下降。該承托液抗鹽能力達到飽和，抗Ca2+能力在5%左右，具有很好的抗鹽性，與水泥漿有較好的相容性，不會造成水泥漿“閃凝”影響施工安全，能滿足溶洞堵漏對承托液的各項要求，提高溶洞堵漏成功率。

溶洞性漏失；堵漏；水泥漿；承托液；遇水增稠

處理失返性漏失，尤其是大溶洞、大裂縫引起的失返性漏失，一般采用水泥漿進行堵漏［1-5］。在堵漏施工中，水泥漿極易沿裂縫、溶洞流走，從而導致堵漏失敗。2007年趙福祥［6-7］等提出溶洞堵漏施工思路，即在溶洞頂部先后注入承托液與靜膠凝水泥漿，利用承托液的結構力保證水泥漿停留在洞口，待水泥凝固后，施工完成。該技術在華北油田任深2井、霸91井大溶洞（1.05～0.5 m）堵漏施工中獲得成功。但是隨著勘探開發(fā)逐漸向復雜地層、深部地層進展，地層溫度越來越高，鉆遇溶洞越來越大，在重力與地層水稀釋的不利條件下，單純依靠承托液自身的黏度和切力已無法起到承托水泥漿的作用。在現有溶洞堵漏技術基礎上，合成出一種高分子聚合物YSZC-1，將其與油基液體復配，形成一種遇水增稠型油基承托液，該承托液與常規(guī)承托液相比具有遇水增稠、抗稀釋能力和抗鹽能力強等優(yōu)點。

1　實驗部分

1）遇水增稠型材料的合成。將丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、丙烯酸溶于100 mL清水中，調節(jié)pH值為8～9，配制成水溶液A，將0.5 g K2S2O8溶于20 mL清水中配成水溶液B。在四口燒瓶中加入200 mL油基液體，并加入溶液A，加入乳化劑SP-80邊攪拌邊充氮氣。水浴加熱至80 ℃后，緩慢滴加溶液B，繼續(xù)通氮氣攪拌3 h后，停止反應使其冷卻到室溫，得到白色黏稠狀液體，即為YSZC-1。

2）紅外光譜分析。將產物用乙醇溶液分離，提純后進行紅外光譜分析，如圖1所示。由圖1可以看出，酰胺基團吸收峰位出現在3 426.16、1 659 cm-1，1 038.77 cm-1處為C—OH吸收峰位，1 450～1 200 cm-1處為烷基吸收峰位。

圖1　YSZC-1紅外光譜圖

2　YSZC-1作用機理與室內評價

2.1作用機理

YSZC-1是一種親水型鏈狀高分子化合物，在油包水液體中由于分子鏈無法完全伸展，直觀表現為產品在油基液體中黏度低，現場施工中具有可泵送、流變性好等優(yōu)點。該產品與水基液體混合時，隨著水基液體混入量的增加，親水型高分子化合物分子鏈充分伸展，分子鏈之間形成網狀結構，直觀表現為混合后液體黏度、切力呈指數級上升，可以滿足大溶洞大裂縫堵漏時承托水泥漿的要求。

2.2YSZC-1與有機溶劑相溶性實驗

取一定量YSZC-1，分別以柴油、白油為有機溶劑，測試在不同加量下，產物與有機溶劑相容性與表觀黏度的變化，結果見表1。由表1可以看出，YSZC-1與柴油相容性不佳，在柴油中加量在30%以上時，有白色不溶物析出；YSZC-1與白油相容性良好，YSZC-1 有效含量在10%左右時，產品流動性好，隨著YSZC-1有效含量增加，承托液流動性越差，加量在50%左右時，承托液表觀黏度超過150 mPa·s，超出六速旋轉黏度計量程。

表1　YSZC-1與有機溶劑相容性實驗

2.3不同YSZC-1濃度下承托液與清水復配實驗

為避免承托液遇水增稠難以控制、保證承托液遇水增稠后的切力可調。在白油中加入不同體積分數的YSZC-1，配制成不同濃度的承托液。再將配制好的承托液與清水混合，測混合后承托液的表觀黏度，結果見圖2。由于混合后液體黏度過高，表觀黏度超出六速旋轉黏度計測量范圍，必須選用量程更大的NDJ-1型黏度計，2號轉子，在轉速100 r/min下進行測量。由圖2可知，承托液中YSZC-1含量越高，與相同比例清水混合后形成的黏度越高，隨著清水含量增加，承托液黏度出現下降的拐點越遲，當清水與承托液體積比為9∶1、YSZC-1含量為10%時，混合后液體黏度仍然高達133 mPa·s。

圖2　不同濃度承托液與清水復配實驗

2.4承托液與水基鉆井液相容性實驗

承托液與地層水、鉆井液等水基液體接觸，接觸后有不同程度增稠現象，增稠后液相黏度和切力的大小，是關系到水泥能否停留在洞口的關鍵，黏度和切力越高，堵漏成功率越高。將YSZC-1與白油按體積比1∶4攪拌均勻，得到乳白色液體即為所評價的承托液。將不同常規(guī)鉆井液加入承托液中，測試承托液與常規(guī)鉆井液混合后的相容性與表觀黏度，實驗結果見圖3。由圖3可知，隨著承托液與清水或水基鉆井液混合比例的增加，承托液黏度呈指數級增長，承托液混入量在100%左右時，承托液黏度達到峰值，隨著水基鉆井液的混入量上升，承托液黏度緩慢下降，水基鉆井液混入量在800%時，承托液表觀黏度仍然達到100 mPa·s左右。

圖3　承托液與水基液體相容性實驗

2.5承托液高溫穩(wěn)定性評價

在高溫條件下，承托液一旦喪失黏度和切力，便無法起到承托水泥漿的作用，導致堵漏失敗。將YSZC-1與白油按照體積比1∶4的比例攪拌均勻，即為評價用承托液。將氯化鉀聚磺鉆井液與承托液按照體積比2∶1混合，測試其在60、90、120、150、200 ℃下表觀黏度的變化，結果見圖4。由圖4可知，承托液與200%氯化鉀聚磺鉆井液混合后，混合液體的表觀黏度高達326 mPa·s。在60、90、120 ℃老化72 h混合液體表觀黏度下降小于50%。老化溫度為200 ℃時，承托液黏度下降，小于50 mPa·s，表明YSZC-1抗溫能力為150 ℃。

圖4　承托液抗溫性實驗

2.6承托液抗鹽性能評價

將YSZC-1與白油按照體積比1∶4攪拌均勻，即為評價用承托液。將不同種類，不同濃度的鹽水與承托液按照體積比2∶1的比例混合，測混合后承托液的表觀黏度，結果見圖5。由圖5可知，承托液與鹽水混合后，隨鹽水濃度的增加，承托液黏度逐漸下降，與飽和NaCl、KCl溶液混合后，表觀黏度下降緩慢。但是與CaCl2鹽水溶液混合，當CaCl2濃度大于50 g/L時，混合后承托液的表觀黏度下降至143 mPa·s；CaCl2濃度大于100 g/L時，承托液表觀黏度降至100 mPa·s以下，說明承托液抗鈣離子能力不大于50 g/L。

圖5　承托液抗鹽性實驗

由圖6可以看出，CaCl2溶液出現絮狀析出物，且黏度、切力明顯低于KCl和NaCl溶液。

圖6　濃度為100 g/L鹽溶液與承托液2∶1混合后的狀態(tài)

2.7承托液與水泥漿相容性評價

水泥漿溶洞堵漏施工過程中，承托液除了與地層水、鉆井液接觸以外，也會與水泥漿直接接觸，為保證施工質量，避免“插旗桿”等復雜情況的出現，有必要對承托液與水泥漿流變性、稠化時間、強度等性能進行評價，結果見表2。由表2可知，隨著承托液混入量增加，水泥漿稠化時間呈先降低后升高現象，將70%水泥漿與30%承托液混合后，水泥漿稠化時間縮短為53 min，但不會造成水泥漿“閃凝”而影響施工安全，且混漿的常溫與高溫流動性能都具有可泵送的特點，滿足現場施工要求。

表2　承托液與水泥漿相容性評價

3　結論

1.通過合理的分子設計，采用反相乳液聚合的方式合成了YSZC-1，該產品與白油相容性好，配制的油基承托液黏度可調，能滿足現場施工需要。

2.承托液與水基鉆井液按照體積比1∶1混合時，混合后的承托液黏度最大，混入清水體積比提高至1∶9時承托液表觀黏度仍然達到133 mPa·s左右，具有很強的抗稀釋性。

3.承托液在150 ℃老化72 h，表觀黏度無明顯下降。承托液抗鹽達到飽和，抗Ca2+能力為50 g/L。

4.承托液與水泥漿相容性良好，充分混合后不會出現水泥漿閃凝現象，混漿的常溫與高溫流動性能都具有可泵送的特點，能滿足現場施工的要求。

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Study on Water Thickening Supporting Fluid for Controlling Mud Loss into Caves

CHENG Zhi1， QIU Shengnan2， LIU Yan1， CAO Jingyu1， REN Lu1， LI Xiumei1， YANG Jiping1， YU Ming1
（1.Research Institute of Engineering， CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited， Dagang， Tianjin 300451；2. The First Production Plant of PetroChina Huabei Oilfield Company， Renqiu， Hebei 062552；3.No.2 Mud Logging Company， BHDC， Renqiu， Hebei 062552）

When lost circulation is encountered during drilling into big caves or macro fractures， squeezing cement slurry is the commonly used method to control the mud losses. When squeezing cement slurry， a highly thickened supporting fluid shall be spotted into the loss zones to support the cement slurry， making sure that the cement slurry stays in place and sets at the mouth of the cave，thereby stops mud losses. The supporting fluids commonly used presently are high viscosity bentonite slurries which are easy to be diluted by water， and therefore cannot support the cement slurries. To formulate a suitable supporting fluid， a high molecular weight polymer， YSZC-1， was synthesized. An oil base supporting fluid， viscosified when in contact with water， was formulated by mixing YSZC-1 with oil. The viscosity of this supporting fluid is adjustable to satisfy the special needs of field operation. Since this supporting fluid instantly becomes thickened as soon as it is in contact with water， it cannot be diluted with water， and the failure in controlling mud losses into caves can thus be avoided. When in contact with water or water base drilling fluid， the apparent viscosity of this supporting fluid increases exponentially， and to a maximum when the volume ratio of the supporting fluid and water base mud is 1∶1. An apparent viscosity of 133 mPa·s was obtained by mixing one part （volume） of supporting fluid with 9 part of water base drilling fluid， rendering the supporting fluid strong resistance to water dilution. When aging for 16 h at 150 ℃， the apparent viscosity did not decrease apparently. This supporting fluid is resistant to salt contamination to saturation， and to calcium contamination to about 5%. It is compatible with cement slurry， and will not cause the cement slurry to “flash set”. This supporting fluid satisfies the needs for controlling mud losses into caves， and maximizes the possibility of successful mud loss control in caved formations.

Mud losses into caves； Mud loss control； Cement slurry； Supporting fluid； Thickened with water

TE282

A

1001-5620（2016）05-0072-04

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.05.015

中國石油集團公司項目“高溫高密度鉆井液與可排放海水基鉆井液成套技術研發(fā)”（2013E-3802）。

程智，工程師，1985年生，2010年畢業(yè)于西南石油大學應用化學專業(yè)并獲得碩士學位，現就職于渤海鉆探工程院技術研究院。電話 15613771925；E-mail：20746661@qq.com。

（2016-5-8；HGF=1605N1；編輯 王小娜）