溶洞堵漏用遇水增稠承托液的室内研究

程　智，仇盛南，刘　艳，靖　瑜，任　路，李秀妹，杨冀平，于　铭

（1.渤海钻探工程技术研究院，天津300451；2.华北油田公司第一采油厂，河北任丘062552；3.渤海钻探工程第二录井分公司，河北任丘62552）

溶洞堵漏用遇水增稠承托液的室内研究

程智1，仇盛南2，刘艳1，靖瑜1，任路1，李秀妹1，杨冀平1，于铭3

（1.渤海钻探工程技术研究院，天津300451；2.华北油田公司第一采油厂，河北任丘062552；3.渤海钻探工程第二录井分公司，河北任丘62552）

程智等.溶洞堵漏用遇水增稠承托液的室内研究［J］.钻井液与完井液，2016，33（5）：72-75.

处理大溶洞、大裂缝引起的失返性漏失，目前主要采用水泥浆进行堵漏。施工中，在注入水泥浆之前，需注入起承托作用的高黏度承托液，保证水泥浆停留洞口，从而达到堵漏目的。目前常用的承托液主要以高黏度稠浆为主，极易被地层水冲稀，无法起到承托目的。通过室内合成高分子聚合物YSZC-1，并将YSZC-1与油基液体复配，形成一种遇水增稠型油基承托液，该承托液黏度可调，能满足现场施工要求。遇水增稠的特性从根本上避免了承托液被冲稀导致溶洞堵漏失败的可能。该承托液与清水、水基钻井液混合后，表观黏度呈指数级上升，承托液与水基钻井液按照体积比1∶1混合时，混合后承托液黏度最大，体积比上升至1∶9时承托液表观黏度仍然达到133 mPa·s，具有很强的抗稀释性，在150 ℃，老化16 h，表观黏度无明显下降。该承托液抗盐能力达到饱和，抗Ca2+能力在5%左右，具有很好的抗盐性，与水泥浆有较好的相容性，不会造成水泥浆“闪凝”影响施工安全，能满足溶洞堵漏对承托液的各项要求，提高溶洞堵漏成功率。

溶洞性漏失；堵漏；水泥浆；承托液；遇水增稠

处理失返性漏失，尤其是大溶洞、大裂缝引起的失返性漏失，一般采用水泥浆进行堵漏［1-5］。在堵漏施工中，水泥浆极易沿裂缝、溶洞流走，从而导致堵漏失败。2007年赵福祥［6-7］等提出溶洞堵漏施工思路，即在溶洞顶部先后注入承托液与静胶凝水泥浆，利用承托液的结构力保证水泥浆停留在洞口，待水泥凝固后，施工完成。该技术在华北油田任深2井、霸91井大溶洞（1.05～0.5 m）堵漏施工中获得成功。但是随着勘探开发逐渐向复杂地层、深部地层进展，地层温度越来越高，钻遇溶洞越来越大，在重力与地层水稀释的不利条件下，单纯依靠承托液自身的黏度和切力已无法起到承托水泥浆的作用。在现有溶洞堵漏技术基础上，合成出一种高分子聚合物YSZC-1，将其与油基液体复配，形成一种遇水增稠型油基承托液，该承托液与常规承托液相比具有遇水增稠、抗稀释能力和抗盐能力强等优点。

1　实验部分

1）遇水增稠型材料的合成。将丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、丙烯酸溶于100 mL清水中，调节pH值为8～9，配制成水溶液A，将0.5 g K2S2O8溶于20 mL清水中配成水溶液B。在四口烧瓶中加入200 mL油基液体，并加入溶液A，加入乳化剂SP-80边搅拌边充氮气。水浴加热至80 ℃后，缓慢滴加溶液B，继续通氮气搅拌3 h后，停止反应使其冷却到室温，得到白色黏稠状液体，即为YSZC-1。

2）红外光谱分析。将产物用乙醇溶液分离，提纯后进行红外光谱分析，如图1所示。由图1可以看出，酰胺基团吸收峰位出现在3 426.16、1 659 cm-1，1 038.77 cm-1处为C—OH吸收峰位，1 450～1 200 cm-1处为烷基吸收峰位。

图1　YSZC-1红外光谱图

2　YSZC-1作用机理与室内评价

2.1作用机理

YSZC-1是一种亲水型链状高分子化合物，在油包水液体中由于分子链无法完全伸展，直观表现为产品在油基液体中黏度低，现场施工中具有可泵送、流变性好等优点。该产品与水基液体混合时，随着水基液体混入量的增加，亲水型高分子化合物分子链充分伸展，分子链之间形成网状结构，直观表现为混合后液体黏度、切力呈指数级上升，可以满足大溶洞大裂缝堵漏时承托水泥浆的要求。

2.2YSZC-1与有机溶剂相溶性实验

取一定量YSZC-1，分别以柴油、白油为有机溶剂，测试在不同加量下，产物与有机溶剂相容性与表观黏度的变化，结果见表1。由表1可以看出，YSZC-1与柴油相容性不佳，在柴油中加量在30%以上时，有白色不溶物析出；YSZC-1与白油相容性良好，YSZC-1 有效含量在10%左右时，产品流动性好，随着YSZC-1有效含量增加，承托液流动性越差，加量在50%左右时，承托液表观黏度超过150 mPa·s，超出六速旋转黏度计量程。

表1　YSZC-1与有机溶剂相容性实验

2.3不同YSZC-1浓度下承托液与清水复配实验

为避免承托液遇水增稠难以控制、保证承托液遇水增稠后的切力可调。在白油中加入不同体积分数的YSZC-1，配制成不同浓度的承托液。再将配制好的承托液与清水混合，测混合后承托液的表观黏度，结果见图2。由于混合后液体黏度过高，表观黏度超出六速旋转黏度计测量范围，必须选用量程更大的NDJ-1型黏度计，2号转子，在转速100 r/min下进行测量。由图2可知，承托液中YSZC-1含量越高，与相同比例清水混合后形成的黏度越高，随着清水含量增加，承托液黏度出现下降的拐点越迟，当清水与承托液体积比为9∶1、YSZC-1含量为10%时，混合后液体黏度仍然高达133 mPa·s。

图2　不同浓度承托液与清水复配实验

2.4承托液与水基钻井液相容性实验

承托液与地层水、钻井液等水基液体接触，接触后有不同程度增稠现象，增稠后液相黏度和切力的大小，是关系到水泥能否停留在洞口的关键，黏度和切力越高，堵漏成功率越高。将YSZC-1与白油按体积比1∶4搅拌均匀，得到乳白色液体即为所评价的承托液。将不同常规钻井液加入承托液中，测试承托液与常规钻井液混合后的相容性与表观黏度，实验结果见图3。由图3可知，随着承托液与清水或水基钻井液混合比例的增加，承托液黏度呈指数级增长，承托液混入量在100%左右时，承托液黏度达到峰值，随着水基钻井液的混入量上升，承托液黏度缓慢下降，水基钻井液混入量在800%时，承托液表观黏度仍然达到100 mPa·s左右。

图3　承托液与水基液体相容性实验

2.5承托液高温稳定性评价

在高温条件下，承托液一旦丧失黏度和切力，便无法起到承托水泥浆的作用，导致堵漏失败。将YSZC-1与白油按照体积比1∶4的比例搅拌均匀，即为评价用承托液。将氯化钾聚磺钻井液与承托液按照体积比2∶1混合，测试其在60、90、120、150、200 ℃下表观黏度的变化，结果见图4。由图4可知，承托液与200%氯化钾聚磺钻井液混合后，混合液体的表观黏度高达326 mPa·s。在60、90、120 ℃老化72 h混合液体表观黏度下降小于50%。老化温度为200 ℃时，承托液黏度下降，小于50 mPa·s，表明YSZC-1抗温能力为150 ℃。

图4　承托液抗温性实验

2.6承托液抗盐性能评价

将YSZC-1与白油按照体积比1∶4搅拌均匀，即为评价用承托液。将不同种类，不同浓度的盐水与承托液按照体积比2∶1的比例混合，测混合后承托液的表观黏度，结果见图5。由图5可知，承托液与盐水混合后，随盐水浓度的增加，承托液黏度逐渐下降，与饱和NaCl、KCl溶液混合后，表观黏度下降缓慢。但是与CaCl2盐水溶液混合，当CaCl2浓度大于50 g/L时，混合后承托液的表观黏度下降至143 mPa·s；CaCl2浓度大于100 g/L时，承托液表观黏度降至100 mPa·s以下，说明承托液抗钙离子能力不大于50 g/L。

图5　承托液抗盐性实验

由图6可以看出，CaCl2溶液出现絮状析出物，且黏度、切力明显低于KCl和NaCl溶液。

图6　浓度为100 g/L盐溶液与承托液2∶1混合后的状态

2.7承托液与水泥浆相容性评价

水泥浆溶洞堵漏施工过程中，承托液除了与地层水、钻井液接触以外，也会与水泥浆直接接触，为保证施工质量，避免“插旗杆”等复杂情况的出现，有必要对承托液与水泥浆流变性、稠化时间、强度等性能进行评价，结果见表2。由表2可知，随着承托液混入量增加，水泥浆稠化时间呈先降低后升高现象，将70%水泥浆与30%承托液混合后，水泥浆稠化时间缩短为53 min，但不会造成水泥浆“闪凝”而影响施工安全，且混浆的常温与高温流动性能都具有可泵送的特点，满足现场施工要求。

表2　承托液与水泥浆相容性评价

3　结论

1.通过合理的分子设计，采用反相乳液聚合的方式合成了YSZC-1，该产品与白油相容性好，配制的油基承托液黏度可调，能满足现场施工需要。

2.承托液与水基钻井液按照体积比1∶1混合时，混合后的承托液黏度最大，混入清水体积比提高至1∶9时承托液表观黏度仍然达到133 mPa·s左右，具有很强的抗稀释性。

3.承托液在150 ℃老化72 h，表观黏度无明显下降。承托液抗盐达到饱和，抗Ca2+能力为50 g/L。

4.承托液与水泥浆相容性良好，充分混合后不会出现水泥浆闪凝现象，混浆的常温与高温流动性能都具有可泵送的特点，能满足现场施工的要求。

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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

中国石油集团公司项目“高温高密度钻井液与可排放海水基钻井液成套技术研发”（2013E-3802）。

程智，工程师，1985年生，2010年毕业于西南石油大学应用化学专业并获得硕士学位，现就职于渤海钻探工程院技术研究院。电话 15613771925；E-mail：20746661@qq.com。

（2016-5-8；HGF=1605N1；编辑 王小娜）