BK910油基鉆井液用堵漏劑的評價及應用

曹世平， 吳申堯， 曾家新， 景岷嘉， 張亞萍

(1四川華順通能源技術開發有限公司 2四川寶石花鑫盛油氣運營服務有限公司 3中石油川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院 4成都西油華巍科技有限公司)

0 引言

四川頁巖氣已進入規模開發階段,在頁巖氣水平井段鉆井過程中，普遍使用油基鉆井液。油基鉆井液具有優異的頁巖抑制性和防塌能力，優異的潤滑減阻和抗污染性能，大量的推廣使用助推了頁巖氣的勘探開發。但隨著頁巖氣開發進程加快，出現一些新的技術問題：井網密度加大，壓裂井次增多，地層裂縫越來越發育，破碎程度不斷提高；采出量越來越大，地層壓力也不斷降低，井漏問題日益突出[1-2]。統計表明，近兩年來漏失井和井次成倍增加，已經成為影響頁巖氣水平井安全、高效、快速鉆井的主要技術瓶頸之一，也使得鉆井難度增大和鉆井成本急劇增加，造成嚴重的經濟損失。因此，有效的油基鉆井液堵漏劑和技術就變得尤為重要[3]。

關于油基鉆井液堵漏材料的研究很少[3-5]。常用的堵漏工藝絕大部分是沿用原有的水基鉆井液堵漏材料,由于這類堵漏劑是親水性的，與油基鉆井液的配伍性能不好，形成的濾餅質量差，堵塞承壓能力低，在封堵漏層后由于鉆井液重新循環，易發生復漏，需要反復堵漏[6]，嚴重影響了堵漏效果[7-8]。

本文評價并應用了一種用于油基鉆井液的專用堵漏材料BK910，在井下高溫能夠吸油膨脹，快速膠凝稠化，與其他橋接堵漏劑配合可實現封堵，提高油基鉆井液堵漏效率。

1 油基鉆井液用堵漏劑BK910的堵漏機理

BK910是一種吸油膨脹樹脂，表面特性表現為疏水親油，與油基鉆井液有良好的配伍性。具有溫敏性，在井下高溫可吸油膨脹，減少堵漏漿中的自由液相，使之產生膠凝稠化；吸油膨脹顆粒具有良好的填塞封堵作用。BK910加入油包水乳化液中，與其他架橋材料配合可形成具有一定流動性可泵送的堵漏漿。將其泵入井下地層漏失通道中，利用地層高溫作用吸油膨脹，失去流動性，且具有粘附性，駐留在漏失通道中，形成具有一定承壓能力的親油堵塞，從而實現堵漏。

在低于激發溫度的地層中，可獨立使用或與其他顆粒狀、片狀材料等復合堵漏劑配合，用于橋接堵漏；同時具有懸浮穩定、攜帶固相作用。

2 油基鉆井液用堵漏劑BK910的實驗評價

2.1 低加量BK910膠凝稠化實驗

配制兩份油基鉆井液基漿，油水比為75∶25，在其中一份中加入1.5%的BK910，高速攪拌20 min。150℃下滾動老化16 h，觀察并測試其性能,實驗結果見表1。

表1 油基基漿和試樣漿老化后性能對比

從表1看出，老化后基漿黏度很低，而加樣漿呈果凍狀膠凝稠化，玻璃棒可豎直插入不倒。

2.2 高加量BK910膠凝稠化實驗

分別配制六份油基堵漏漿，油水比為75∶25，加入18.75% BK910，高速攪拌20 min；再分別用碳酸鈣加重至密度為1.18 g/cm3。裝入陳化釜中，在不同溫度下滾動老化16 h，冷卻后測試其流動度，實驗結果見表2。

表2 堵漏漿不同條件下的流動度

表2顯示，堵漏漿在常溫常壓下具有良好的流動性；在60 ℃下老化16 h還具有一定的流動性，但是已經出現部分膠凝的現象；在80 ℃和100 ℃下老化16 h后流動性明顯變差，且隨著溫度的升高膠凝現象加劇；在110 ℃下滾動老化16 h后即發生完全膠凝稠化，失去流動性；溫度升高到140 ℃滾動老化16 h后，具有良好的粘附性，膠凝效果更好。

2.3 BK910油基堵漏漿膠凝稠度實驗

為了更好地模擬地層高溫高壓的環境，用DFC-071013型水泥漿高溫高壓稠化儀做如下堵漏漿稠化實驗：按高加量BK910膠凝稠化實驗中方法配制一份BK910加量為18.75%油基堵漏漿，將其裝入高溫高壓稠化儀泥漿杯中，模擬測試泵入井內和在地層溫度壓力下的堵漏漿膠凝稠化行為。實驗條件為先升溫65℃，增壓45 MPa老化4 h；繼續升溫至110 ℃，增壓至63 MPa老化4 h；再繼續升溫至140 ℃，增壓至75 MPa老化。稠化曲線見圖1。

圖1可以看出，堵漏漿在常溫下和65 ℃時流動性良好，稠度低于20 BC，能確保地面配漿順利；110℃堵漏漿增稠，但仍有良好的流動性，稠度低于36 BC，能保證入井升溫過程的安全性；140℃堵漏漿迅速稠化，失去流動性，表明其在漏層的激發溫度下膠凝，完成封堵。

圖1 油基堵漏漿稠化曲線圖

2.4 BK910堵漏評價實驗

2.4.1 低加量BK910油基堵漏漿砂床封堵實驗

分別配制兩份油基鉆井液基漿，油水比為75∶25，其中一份加入1.5%BK910，高速攪拌20 min。150 ℃下滾動老化16 h后高速攪拌10 min備用。將40～70目的石英砂倒入無滲透鉆井液濾失儀的筒狀可視鉆井液杯中，至350 cm3刻度線，在加入過程中用力搖動、敦實，使砂床充實、平整。將基漿和堵漏漿分別小心緩慢沿著杯內壁倒入無滲透濾失儀鉆井液杯中，在0.69 MPa壓力下測定30 min的砂床侵入深度和漏失量。

基漿漏失量為全漏失，而堵漏漿漏失量為0 mL，最大侵入高度60 mm，表明在0.69 MPa壓力下1.5%加量的BK910封堵效果良好。

2.4.2 高加量油基堵漏漿承壓能力實驗

將粒徑為40～70目的石英砂倒入DL-2型堵漏儀中，填平，然后將1 000 mL BK910加量為18.75%油基堵漏漿緩慢、均勻地沿器壁倒入油基堵漏漿，加蓋接上壓力源。啟動秒表以均勻的速度施加壓力，在50±5 s內到達0.7 MPa并維持此壓力30 min，記錄濾失量并觀察濾液外觀；以均勻的速度增加壓力，在50±5 s內到達2 MPa并維持此壓力30 min，記錄濾失量并觀察濾液外觀；按照此方法勻速增加壓力到3 MPa、4 MPa、5 MPa。由于泵壓限制，停止加壓，實驗結束后，濾失量均為0 mL。

由堵漏實驗結果可知，加入18.75%BK910的油基鉆井液能抗壓5 MPa，表明BK910油基堵漏漿封堵效果好，能夠封堵地層，提高地層承壓能力，達到提高井壁穩定性的目的。

2.5 BK910油基堵漏漿抗污染評價實驗

稱取高加量BK910膠凝稠化實驗中經過140 ℃高溫老化后的膠凝堵漏漿20.00 g，制作成規整形狀，分別浸泡于自來水、白油和柴油中觀察24 h。取出后用濾紙輕輕拭去表面的水分或者油分，稱重，實驗結果見表3。

表3 堵漏漿抗污染實驗

表3顯示，膠凝堵漏漿在水中基本不溶解、不分散；在白油和柴油中，24 h后邊緣僅少量的散落。說明該膠凝堵漏漿可抗水侵、抗油侵。

通過實驗驗證，高溫激發油基膠凝堵漏技術可行，該方法配制的堵漏漿常溫具備流動性和可泵性。隨著溫度的升高，BK910吸油膨脹后凝結成膠團，具有粘附性；堵漏漿能抗水、抗油等污染。

3 現場應用情況

3.1 N209H29-6井油基鉆井液堵漏

N209H29-6井采用?215.9 mm鉆頭，密度1.98 g/cm3的油基鉆井液鉆至井深5 003 m時，泵壓從28 MPa降至21 MPa，鉆壓瞬降15 kN，井口返漿量減少，隨即失返，漏失鉆井液29.29 m3。

考慮到井漏時泵壓大幅度降低，鉆壓有瞬降放空現象，漏失量很大，漏失速度達到失返的嚴重程度，分析漏失裂縫寬度應超過5 mm。經現場研究決定，采用BK910配合不同尺寸顆粒狀、片狀和纖維狀的復合橋堵劑進行堵漏。堵漏配方為：井漿+3.5% BK910+1.5% BK920+5% BK961+5% BK962+2% FDM-1+1.5% 云母片+3% 核桃殼，共35 m3。堵漏漿入井27 m3，進入漏層6 m3即建立橋塞，漏速降至12 m3/h，井口返漿。靜止12 h，樹脂吸油膨脹，堵漏成功。后期完井下套管、固井等作業正常。

3.2 TT1井油基承壓堵漏

TT1井采用?135.5 mm鉆頭，密度1.20 g/cm3的油基鉆井液鉆至井深6 508.13 m后，上提鉆井液密度至1.40 g/cm3時發生井漏，漏速5.8 m3/h。配制油基堵漏漿15 m3：井漿+5%LCM-1+2%LCM-2+1%BK920+3%纖維+1%BK910。堵漏漿頂替至漏層，堵漏一次性成功。通過承壓堵漏后，鉆井液密度至1.55 g/cm3未漏，恢復鉆井。

3.3 W204H33-2井堵漏

W204H33-2井采用?215.9 mm鉆頭，密度2.12 g/cm3的油基鉆井液鉆至井深3180.86 m發生溢流，關井套壓7.5 MPa。循環加重密度由2.12 g/cm3上提到2.3 g/cm3后發生井漏，最大漏速26.5 m3/h。配制油基堵漏漿28 m3：井漿+7%LCM-1+10%LCM-2+2%BK920+5%纖維+2%BK910，入井18 m3后堵漏成功。

4 結論

1)油基鉆井液用堵漏劑BK910與油基鉆井液配伍性良好，配制的堵漏漿常溫下具有良好流動性，隨著溫度的升高可以稠化膠凝，具有親油、溫敏特征，加量為18.75%時承壓能力可達5 MPa，可以用于油基鉆井液堵漏。

2)油基鉆井液用堵漏劑BK910親油型吸油膨脹樹脂現場應用于N209H29-6、TT1和W204H33-2三口不同漏失程度和漏失類型的井，均取得一次性成功，并在長寧頁巖氣鉆井中逐步推廣應用，為油基鉆井液堵漏提供了一種新的材料和方法。