李志宏 ， 陈鹏伟 ， 高果成

（1.川庆钻探工程有限公司工程技术研究院，西安710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安710018）

陇东地区鄂尔多斯盆地天环塌陷西翼为长庆油 田原油主要产建区， 洛河层漏失严重：①边底水活跃；②地层不稳定；③华池、洛河组地层承压能力差，其中洛河层地层破裂压力系数为1.25～1.40，地层压力系数低，为0.85～0.95，深度分布范围为600～1 250 m；导致每口井都漏失严重，甚至发生钻井液失返现象，防漏堵漏难度大，一次堵漏成功率低，处理复杂时间较长，严重影响了该地区的勘探开发速度[1-6]。结合聚胺脂PU材料和聚丙烯酸盐SAP吸水树脂的遇水膨胀特性，开发出体膨胀承压堵漏剂HSW-1[7-9]。因HSW-1遇水膨胀和固化时间短的特征，研发出一种定点投送工具，形成体膨胀堵漏工艺，该工艺主要针对漏失速率为20～100 m3/h的恶性漏失井。通过室内研究及现场应用，形成了适合鄂尔多斯盆地天环塌陷西翼的体膨胀堵漏施工工艺，为加快陇东地区油气资源开发提供了技术保障[10-12]。

1 体膨胀堵漏材料的研究

对裂缝型漏失利用传统堵漏方法的成功率低，难以有效封堵，因此优选出体膨胀承压堵漏剂HSW-1，HSW-1在现场条件下可顺利膨胀结网，架桥成塞，对后期成功堵漏形成先决条件，然后注水泥塞封堵。将HSW-1配制成浆液，用投送工具将其灌入地层或缝隙内，使其扩散、胶凝或固化，以达到基础结构体的目的。通过对HSW-1的研究，有针对性地进行了性能及堵漏机理的分析。

1.1 体膨胀承压堵漏剂原材料

体膨胀承压堵漏剂原材料有：①水溶性膨胀体P，主要成分为端基含有过量游离异氰酸根基团（—NCO）的高分子化合物和聚丙烯酸盐SAP吸水树脂；②催化剂S，加速浆液与水的反应；③稀释剂T，降低浆液的黏度，提高浆液的流动性；④乳化剂W，提高催化剂在浆液中的分散性及浆液在水中的分散性；⑤增强剂G，水泥基胶凝材料-铝酸钙水泥，提高堵漏剂的承压能力。

1.2 配方优化实验

体膨胀承压堵漏剂HSW-1配方组成如下。

（65%～80%）P+（0.05%～0.10%）S+（10%～20%）T+1%W+10%G

为了寻找堵漏剂的最佳性能，在原有生产工艺不变的情况下，通过调整5种原材料的配比，调配出4个配方A、B、C、D，并对4个平行样进行实验。

1）浆液相对密度实验。采用比重瓶法来测量相对密度。配方A、B、C、D的相对密度为1.216、1.196、1.181、1.183。可以看出，配方A、B、C、D中稀释剂依次递增，随着稀释剂掺量递增，相对密度总体上呈下降趋势。从灌浆材料角度来看，相对密度越接近1，材料的流动性就越好，因此可知C配方较优。

2）浆液体积膨胀率。按高吸水性树脂GB/T 22875—2008“吸水率测定方法”进行评价，实验数据如表1。从实验结果可以看出：浆液体积膨胀率均在500%～800%，C配方浆液膨胀率最大。

表1 不同组成的浆液体积膨胀率对比

3）浆液的胶凝时间。4种不同配比的胶凝时间测定结果见表2、表3。

表2 不同配比浆液的4种配方的胶凝时间

表3 体膨胀承压堵漏剂（HSW-1）耐温能力和承压能力

从表2可以看出,浆液的胶凝时间为2～6 min，从防水堵漏施工角度考虑，堵漏剂胶凝时间太长，不易将水堵住，C配方浆液胶凝时间合适。从表3可以看出，C配方在60、80、100、120 ℃温度下，24 h强度最大，C配方在40 ℃时，强度也可以达4.45 MPa,满足后期施工要求。从表2，表3可以得知，优选C配方。

1.3 模拟流动性漏失堵漏效果评价实验装置

该装置的作用是对钻井过程中各动水条件下的恶性漏失（漏失速率为20～100 m3/h且堵漏材料无法滞留），进行固井法堵漏前的实验室模拟评价，其能够对所用的堵漏材料及其体系的堵漏效果进行前期的实验室评价。装置简图和实物图见图1和图2。实验结果如图3所示。

图1 堵漏评价装置简图

图2 堵漏评价装置实物图

该装置可以定性评价堵漏剂堵漏效果。从图3可以得知，堵漏剂在模拟井筒中，建立了一定结构体，出水口水流速度变慢，逐渐停止流动。

图 3 实验结果

2 投送工具的研究

体膨胀堵漏技术是通过体膨胀送入工具将HSW-1挤注在环空及漏层裂缝中，使其在进入漏失通道后与水即产生反应，生成滞流体，延缓漏失速度。由于体膨胀材料与地层水反应后架桥成网，在液柱压力下逐步堆积，最终形成紧密堆积的强网结构的聚合物，相互黏接填孔，以至在孔隙或细裂缝中成网、成饼、成塞，最终形成一种“凸”形塞子，有效地封堵孔隙或裂缝，胶凝强度不断增加，使漏层承压能力逐渐变大，从而达到堵漏的目的。

2.1 投送工具结构

投送工具示意图见图4。

图 4 投送工具示意图

体膨胀堵漏剂送入工具组件包括：盲板浮鞋、循环短节、胶塞座、安全接头以及与之配套使用的专用胶塞等。盲板浮鞋和循环短节连接在套管串的最下端，中间隔有6根特殊管；胶塞预装于胶塞座内，胶塞座下端与特殊管通过螺纹连接，上端则通过剪钉与安全接头连接，安全接头与φ127 mm钻杆相连接。在井口将盲板浮鞋+循环短节+6根特殊管连接好后，灌装堵漏材料进入特殊管，然后连接胶塞座+安全接头，体膨胀堵漏剂送入工具通过φ127 mm钻杆下入井筒内的设计位置。

2.2 投送工具工作原理

堵漏材料填装于特殊管管串之中，特殊管管串的上下分别连接有胶塞座和盲板浮鞋，用以将禁水怕潮的堵漏材料与钻杆及井筒内的钻井液相隔绝，因体膨胀承压堵漏剂遇水膨胀容易堵塞循环通道，所以必须设计水泥浆的循环通道——循环短节。盲板浮鞋和循环短节的作用不同，盲板浮鞋主要用于循环体膨胀承压堵漏剂，盲板浮鞋开启压力为15 MPa， 循环短节主要用于循环水泥浆，循环短节开启压力为5 MPa。体膨胀堵漏剂送入工具入井后，每下10柱钻杆灌浆一次，直至钻具下入完毕。工具到达设计位置后，钻杆内与井筒均灌浆，至完全灌满。关闭环空封井器，单泵单凡尔开泵，泵压至15 MPa时盲板浮鞋打开，继续单凡尔推注胶塞，堵漏剂从浮鞋处流出，泵入约0.4 m3液体时，注意观察泵压，一旦起压，则为胶塞到达循环短节封闭座位置，及时停泵。此时等待3 min，堵漏材料与钻井液充分反应，然后上提钻具，起出堵漏剂送入工具。

如果在下入过程中遇到井控风险，则直接接入方钻杆，循环压井；如果堵漏材料充分反应后上提钻具遇阻，则直接投球，铜球到位后憋压至25 MPa，安全接头丢手，堵漏送入工具与钻具脱离，可将钻具安全起出，堵漏送入工具所有零件均为铝合金材质，易钻，将工具及附件钻除后可进行后续作业。

2.3 应急处置措施

1）下送入钻具过程中如果发生钻具内掉落物，要及时汇报，起出钻具，清理落物。

2）下送入钻具时，必须按要求及时灌浆，钻具和环空内均灌浆。

3）送入钻具遇阻，上下活动处理时，拉力或压缩力均应控制在抗拉强度范围内，并保持安全系数不小于1.50。

4）在推注堵漏材料出堵漏送入工具时，胶塞在循环短节循环堵头处碰压，如果替量已够，但未碰压，应停泵，防止钻井液将堵漏材料冲散。

5）如果在下入过程中，遇到井控风险，则直接接方钻杆，循环压井。

6）如果堵漏材料充分反应后上提钻具遇阻，则直接投球，铜球到位后憋压至25 MPa，安全接头丢手，堵漏送入工具与钻具脱离，可将钻具安全起出，堵漏送入工具所有零件均为铝合金材质，易钻，将工具及附件钻除后可进行后续作业。

7）及时收集资料，特别是在异常情况下的施工过程要记录清楚。

3 现场应用

彭291-77井是鄂尔多斯盆地天环塌陷西翼一口定向采油井，地理位置为宁夏自治区固原市彭阳县城阳乡涝池村，漏失层位为洛河层，漏失位置为井深1 241 m。

1）前期堵漏情况。钻进至井深1 241 m时，注水泥塞堵漏失败。

2）体膨胀堵漏施工工艺。连接体膨胀堵漏送入工具：盲板浮鞋+循环短节+特殊管5根+φ139.7 mm套管1根；再灌装堵漏剂345 L，堵漏工具送入到位；关封井器，打开盲板浮鞋，排量为300 L/min，压入液体750 L，压力从12 MPa减低到0，盲板浮鞋打开。注推体膨胀承压堵漏剂，排量为150 L/min，挤注压力为1.5 MPa，泵入量至330 L后，碰压3 MPa，停泵；封井器打开，上提钻具25 m，关封井器；水泥车打压，从5 MPa降低到0，循环短节打开，间歇挤注500 L，挤注压力为5 MPa。注入常规密度水泥浆8 m3，候凝8 h，下钻探塞，水泥塞位置为井深1 128 m，堵漏成功。

4 结论

1.体膨胀承压堵漏剂遇水膨胀率高（500～800倍），承压能力可达11 MPa（7 MPa条件下），耐温120 ℃，固化时间为2～6 min。结合定点投送工具，对恶性漏失井的堵漏效果明显，成功通过现场试验。

2.定点投送工具在现场作业过程中的压力参数与室内实验完全吻合，工具安全可靠，满足现场施工需要定点投送和定位候凝的目的，提高堵漏成功率。

3.对于长庆油田鄂尔多斯盆地天环塌陷西翼的漏失井，漏失速率为20～100 m3/h，体膨胀承压堵漏剂作为先导浆，在漏失层形成结构承压体，避免漏失点动水冲刷。架桥成塞，对后期的注水泥塞堵漏形成先决条件，为加快陇东地区油气资源开发提供了技术保障。

参 考 文 献

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