BK910油基钻井液用堵漏剂的评价及应用

曹世平， 吴申堯， 曾家新， 景岷嘉， 张亚萍

(1四川华顺通能源技术开发有限公司 2四川宝石花鑫盛油气运营服务有限公司 3中石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 4成都西油华巍科技有限公司)

0 引言

四川页岩气已进入规模开发阶段,在页岩气水平井段钻井过程中，普遍使用油基钻井液。油基钻井液具有优异的页岩抑制性和防塌能力，优异的润滑减阻和抗污染性能，大量的推广使用助推了页岩气的勘探开发。但随着页岩气开发进程加快，出现一些新的技术问题：井网密度加大，压裂井次增多，地层裂缝越来越发育，破碎程度不断提高；采出量越来越大，地层压力也不断降低，井漏问题日益突出[1-2]。统计表明，近两年来漏失井和井次成倍增加，已经成为影响页岩气水平井安全、高效、快速钻井的主要技术瓶颈之一，也使得钻井难度增大和钻井成本急剧增加，造成严重的经济损失。因此，有效的油基钻井液堵漏剂和技术就变得尤为重要[3]。

关于油基钻井液堵漏材料的研究很少[3-5]。常用的堵漏工艺绝大部分是沿用原有的水基钻井液堵漏材料,由于这类堵漏剂是亲水性的，与油基钻井液的配伍性能不好，形成的滤饼质量差，堵塞承压能力低，在封堵漏层后由于钻井液重新循环，易发生复漏，需要反复堵漏[6]，严重影响了堵漏效果[7-8]。

本文评价并应用了一种用于油基钻井液的专用堵漏材料BK910，在井下高温能够吸油膨胀，快速胶凝稠化，与其他桥接堵漏剂配合可实现封堵，提高油基钻井液堵漏效率。

1 油基钻井液用堵漏剂BK910的堵漏机理

BK910是一种吸油膨胀树脂，表面特性表现为疏水亲油，与油基钻井液有良好的配伍性。具有温敏性，在井下高温可吸油膨胀，减少堵漏浆中的自由液相，使之产生胶凝稠化；吸油膨胀颗粒具有良好的填塞封堵作用。BK910加入油包水乳化液中，与其他架桥材料配合可形成具有一定流动性可泵送的堵漏浆。将其泵入井下地层漏失通道中，利用地层高温作用吸油膨胀，失去流动性，且具有粘附性，驻留在漏失通道中，形成具有一定承压能力的亲油堵塞，从而实现堵漏。

在低于激发温度的地层中，可独立使用或与其他颗粒状、片状材料等复合堵漏剂配合，用于桥接堵漏；同时具有悬浮稳定、携带固相作用。

2 油基钻井液用堵漏剂BK910的实验评价

2.1 低加量BK910胶凝稠化实验

配制两份油基钻井液基浆，油水比为75∶25，在其中一份中加入1.5%的BK910，高速搅拌20 min。150℃下滚动老化16 h，观察并测试其性能,实验结果见表1。

表1 油基基浆和试样浆老化后性能对比

从表1看出，老化后基浆黏度很低，而加样浆呈果冻状胶凝稠化，玻璃棒可竖直插入不倒。

2.2 高加量BK910胶凝稠化实验

分别配制六份油基堵漏浆，油水比为75∶25，加入18.75% BK910，高速搅拌20 min；再分别用碳酸钙加重至密度为1.18 g/cm3。装入陈化釜中，在不同温度下滚动老化16 h，冷却后测试其流动度，实验结果见表2。

表2 堵漏浆不同条件下的流动度

表2显示，堵漏浆在常温常压下具有良好的流动性；在60 ℃下老化16 h还具有一定的流动性，但是已经出现部分胶凝的现象；在80 ℃和100 ℃下老化16 h后流动性明显变差，且随着温度的升高胶凝现象加剧；在110 ℃下滚动老化16 h后即发生完全胶凝稠化，失去流动性；温度升高到140 ℃滚动老化16 h后，具有良好的粘附性，胶凝效果更好。

2.3 BK910油基堵漏浆胶凝稠度实验

为了更好地模拟地层高温高压的环境，用DFC-071013型水泥浆高温高压稠化仪做如下堵漏浆稠化实验：按高加量BK910胶凝稠化实验中方法配制一份BK910加量为18.75%油基堵漏浆，将其装入高温高压稠化仪泥浆杯中，模拟测试泵入井内和在地层温度压力下的堵漏浆胶凝稠化行为。实验条件为先升温65℃，增压45 MPa老化4 h；继续升温至110 ℃，增压至63 MPa老化4 h；再继续升温至140 ℃，增压至75 MPa老化。稠化曲线见图1。

图1可以看出，堵漏浆在常温下和65 ℃时流动性良好，稠度低于20 BC，能确保地面配浆顺利；110℃堵漏浆增稠，但仍有良好的流动性，稠度低于36 BC，能保证入井升温过程的安全性；140℃堵漏浆迅速稠化，失去流动性，表明其在漏层的激发温度下胶凝，完成封堵。

图1 油基堵漏浆稠化曲线图

2.4 BK910堵漏评价实验

2.4.1 低加量BK910油基堵漏浆砂床封堵实验

分别配制两份油基钻井液基浆，油水比为75∶25，其中一份加入1.5%BK910，高速搅拌20 min。150 ℃下滚动老化16 h后高速搅拌10 min备用。将40～70目的石英砂倒入无渗透钻井液滤失仪的筒状可视钻井液杯中，至350 cm3刻度线，在加入过程中用力摇动、敦实，使砂床充实、平整。将基浆和堵漏浆分别小心缓慢沿着杯内壁倒入无渗透滤失仪钻井液杯中，在0.69 MPa压力下测定30 min的砂床侵入深度和漏失量。

基浆漏失量为全漏失，而堵漏浆漏失量为0 mL，最大侵入高度60 mm，表明在0.69 MPa压力下1.5%加量的BK910封堵效果良好。

2.4.2 高加量油基堵漏浆承压能力实验

将粒径为40～70目的石英砂倒入DL-2型堵漏仪中，填平，然后将1 000 mL BK910加量为18.75%油基堵漏浆缓慢、均匀地沿器壁倒入油基堵漏浆，加盖接上压力源。启动秒表以均匀的速度施加压力，在50±5 s内到达0.7 MPa并维持此压力30 min，记录滤失量并观察滤液外观；以均匀的速度增加压力，在50±5 s内到达2 MPa并维持此压力30 min，记录滤失量并观察滤液外观；按照此方法匀速增加压力到3 MPa、4 MPa、5 MPa。由于泵压限制，停止加压，实验结束后，滤失量均为0 mL。

由堵漏实验结果可知，加入18.75%BK910的油基钻井液能抗压5 MPa，表明BK910油基堵漏浆封堵效果好，能够封堵地层，提高地层承压能力，达到提高井壁稳定性的目的。

2.5 BK910油基堵漏浆抗污染评价实验

称取高加量BK910胶凝稠化实验中经过140 ℃高温老化后的胶凝堵漏浆20.00 g，制作成规整形状，分别浸泡于自来水、白油和柴油中观察24 h。取出后用滤纸轻轻拭去表面的水分或者油分，称重，实验结果见表3。

表3 堵漏浆抗污染实验

表3显示，胶凝堵漏浆在水中基本不溶解、不分散；在白油和柴油中，24 h后边缘仅少量的散落。说明该胶凝堵漏浆可抗水侵、抗油侵。

通过实验验证，高温激发油基胶凝堵漏技术可行，该方法配制的堵漏浆常温具备流动性和可泵性。随着温度的升高，BK910吸油膨胀后凝结成胶团，具有粘附性；堵漏浆能抗水、抗油等污染。

3 现场应用情况

3.1 N209H29-6井油基钻井液堵漏

N209H29-6井采用Ø215.9 mm钻头，密度1.98 g/cm3的油基钻井液钻至井深5 003 m时，泵压从28 MPa降至21 MPa，钻压瞬降15 kN，井口返浆量减少，随即失返，漏失钻井液29.29 m3。

考虑到井漏时泵压大幅度降低，钻压有瞬降放空现象，漏失量很大，漏失速度达到失返的严重程度，分析漏失裂缝宽度应超过5 mm。经现场研究决定，采用BK910配合不同尺寸颗粒状、片状和纤维状的复合桥堵剂进行堵漏。堵漏配方为：井浆+3.5% BK910+1.5% BK920+5% BK961+5% BK962+2% FDM-1+1.5% 云母片+3% 核桃壳，共35 m3。堵漏浆入井27 m3，进入漏层6 m3即建立桥塞，漏速降至12 m3/h，井口返浆。静止12 h，树脂吸油膨胀，堵漏成功。后期完井下套管、固井等作业正常。

3.2 TT1井油基承压堵漏

TT1井采用Ø135.5 mm钻头，密度1.20 g/cm3的油基钻井液钻至井深6 508.13 m后，上提钻井液密度至1.40 g/cm3时发生井漏，漏速5.8 m3/h。配制油基堵漏浆15 m3：井浆+5%LCM-1+2%LCM-2+1%BK920+3%纤维+1%BK910。堵漏浆顶替至漏层，堵漏一次性成功。通过承压堵漏后，钻井液密度至1.55 g/cm3未漏，恢复钻井。

3.3 W204H33-2井堵漏

W204H33-2井采用Ø215.9 mm钻头，密度2.12 g/cm3的油基钻井液钻至井深3180.86 m发生溢流，关井套压7.5 MPa。循环加重密度由2.12 g/cm3上提到2.3 g/cm3后发生井漏，最大漏速26.5 m3/h。配制油基堵漏浆28 m3：井浆+7%LCM-1+10%LCM-2+2%BK920+5%纤维+2%BK910，入井18 m3后堵漏成功。

4 结论

1)油基钻井液用堵漏剂BK910与油基钻井液配伍性良好，配制的堵漏浆常温下具有良好流动性，随着温度的升高可以稠化胶凝，具有亲油、温敏特征，加量为18.75%时承压能力可达5 MPa，可以用于油基钻井液堵漏。

2)油基钻井液用堵漏剂BK910亲油型吸油膨胀树脂现场应用于N209H29-6、TT1和W204H33-2三口不同漏失程度和漏失类型的井，均取得一次性成功，并在长宁页岩气钻井中逐步推广应用，为油基钻井液堵漏提供了一种新的材料和方法。