哈里伯顿推出纳米封堵剂以提高井筒稳定性

作者  |  无忧

大多数陆地钻井项目都会钻遇页岩地层，当使用水基钻井液钻井时，页岩地层容易失稳。化学抑制作用仅对井壁与钻屑有效。随着滤液缓慢渗透至页岩基质中，会增加近井筒孔隙压力，几天内就会造成应力问题。随着时间的推移，这种压力不断积聚，直至造成页岩破裂或坍塌。

这种井况的恶化通常会推高作业成本。需要有效的封堵剂来提高水基钻井液对微裂缝和孔隙的封堵能力，以阻止这种压力传导。

01. 技术介绍

哈里伯顿Baroid公司的BaraFLC Nano-1井筒封堵剂增强了水基钻井液的封堵能力，以阻止孔隙压力传导，避免页岩失稳。它含有平均尺寸为150纳米的聚合物涂层颗粒。它们与传统的降滤失剂和固相颗粒结合，可快速封堵页岩中的微裂缝与孔隙，从而阻断井壁的压力传导。在颗粒堵塞测试（PPT）中，含有BaraFLC Nano-1的水基钻井液可实现小于0.5至1.0 毫升的瞬时滤失量。高浓度的传统降滤失剂也可达到类似的滤失效果，但大多数淀粉与合成聚合物的混合物会导致流体粘度过高。BaraFLC Nano-1不仅拥有很好的降滤失效果，而且几乎不会对流体的流变性产生任何影响。

02.特点与优势

（1）创新型产品设计

● 带有水溶性聚合物涂层的纳米材料颗粒；

● 液体配浆避免了粉尘危害与包装袋废弃物。

（2）降滤失性

● 与乳状水基钻井液相比，瞬时滤失量与总滤失量更低；

● 所需的降滤失剂的标准使用量更低。

（3）适用于一系列水基钻井液

● 淡水到近饱和盐水；

● 在325至350华氏度下保持稳定。

（1）减少孔隙压力传导

● 独立实验室测试表明，在活性页岩中，稳定时长可达到非水基钻井液的水平；

● 大幅提高水基钻井液的性能。

（2）提高页岩稳定性

● 流体侵入降至最低，保护页岩的机械强度，延长无复杂情况裸眼作业时间；

● 提高了水基钻井液的抑制性。

（3）保护储层

● 形成致密封堵，防止滤液侵入产层；

● 减少外部滤饼；

● 具有高返排渗透率；

● 可移除该添加剂的消除配方。

03. 溶液测试

Baroid公司的BaraFLC Nano-1封堵剂与乳胶基封堵剂进行PPT过滤测试（见图1）。在高性能水基钻井液中，该封堵剂的添加浓度为5磅/桶，与相同流体中添加10.5磅/桶的BaraSealTM W-1040相比，这种纳米材料溶液实现了更低的初始滤失量和总滤失量。添加这两种处理剂的钻井液的流变性相似。

在200华氏度下整晚滚压这些样品，然后再进行流变性测量。添加了BaraFLC Nano-1的样品的瞬时滤失量和PPT滤失量显著减少，而塑性粘度和屈服值仅轻微增加。配方中含有氯化钠/氯化钾、3磅/桶优质淀粉和2磅/桶低粘度聚阴离子纤维素，用于降滤失。加入15磅/桶的碳酸钙有助于桥接样品。

在美国的两个独立实验室中，对来自两个不同区块的活性页岩样品进行了的孔隙压力传导测试。高抑制性水基钻井液和非水基钻井液还进行了对比测试。添加了BaraFLC Nano-1的高性能水基钻井液在降低压力传导方面取得了优异效果，其性能几乎与非水基钻井液相媲美。而常规高性能水基钻井液并无法显著降低压力传导率（见图2）。

页岩样品先与孔隙流体接触，然后再与钻井液接触，实验设备能够测量出随时间保持的过平衡压力。绘制出随时间变化的压力响应曲线，传导速率很明显。能够有效密封页岩的钻井液，可显著降低传导速率。

Baroid公司给一家独立实验室提供了四份钻井液样本，用于页岩研究。利用模拟孔隙流体使页岩岩心饱和，然后将钻井液与页岩接触。施加过平衡压力，监测下游压力，以测量传导率。非水基钻井液样品由矿物油制成，添加了水相盐度为15%的氯化钙。高性能水基钻井液均含有5%的硫化钾，以及囊护聚合物和多胺水化抑制剂。2号高性能水基钻井液含有10.5磅/桶的BaraFLC Nano-1，而3号高性能水基钻井液含有2%的乙二醇和硅酸盐抑制剂。2号高性能水基钻井液降低了孔隙压力传导率，其效果与非水基钻井液类似，是同类型竞争对手的两倍以上。

04. 应用案例

在井下最高温度高于300华氏度的情况下，BaraFLC Nano-1可在22天内降低稀释率、降低钻井液粘度、降低滤失速率。

阿曼的一家大型作业公司使用含有桥接剂的高温聚合物水基钻井液钻进了直径为6英寸的垂直井段，以钻入深度超过5000米的气藏。

这种常规钻井液添加了一种合成的降滤失聚合物，用于井下高温下的滤失控制。尽管该聚合物有效地将滤失量控制在要求范围内，但它也增加了流体粘度，导致循环当量密度（ECD）和泵压（SPP）升高。这家作业公司寻求其他水基钻井液配方，以提高钻井与电测效率，同时保持高降滤失性和薄滤饼。该公司还希望在更长的井段中，实现更低的稀释率、更低的钻井液维护成本。

◼ 挑战

该公司使用一种钻井液完成了多口井的钻进作业，该钻井液依靠高粘度合成聚合物来较好地控制高温高压（HPHT）下的滤失量以及PPA瞬时滤失量与总滤失量。添加聚合物以降低滤失速率的同时，会造成粘度过高，这种方法的局限性显而易见。这减缓了钻井作业的进度。该公司需要更低的粘度与滤失量，但考虑到常规钻井液体系的性能，这种两全其美的目标是无法实现的。

◼ 解决方案

Baroid公司的技术团队借助新技术，设计出一种定制的盐聚合物钻井液。选用BaraFLC Nano-1井筒封堵剂代替了原配方中的高温合成降滤失聚合物。开展了大量的实验室工作，来测试这种水基钻井液的性能，这将是这种独特的纳米颗粒封堵剂首次应用于高盐度、高温高压作业。

这种优质钻井液体系具有高降滤失性，流变性更优，在保持携岩能力的同时，还降低了塑性粘度。这家作业公司认可了该钻井液的设计与应用。

钻出7寸管鞋后，随钻在钻井液中加入BaraFLC Nano-1井筒封堵剂。井筒循环两周后，降滤失性显著改善，高温高压（302华氏度）下的流体漏失量从60毫升降至10毫升，PPA滤失量（302华氏度、500psi压差下10微米样品）从50毫升以上降至11毫升/30分钟。整个井段作业期间，塑性粘度维持在16cP的平均值。

◼ 结果

该井段在22天内完成了钻井作业，共下了3支钻头，钻穿了坚硬的磨蚀性地层。在钻井、起下钻、测井、下油管期间，均维持了稳定的井眼状态。尽管耗费很长时间才完成了该井段，但钻井液消耗很低，这证实了Baroid公司的钻井液体系以及BaraFLC Nano-1添加剂在井底高温下的适用性。最小的稀释率与维护处理降低了钻井液成本，简化了偏远地区的物料运输。sns

在盐/聚合物钻井液体系中加入BaraFLC Nano-1井筒封堵剂产生了以下效果：

● 高温高压与PPA流体损失量低，易控制滤失量，维护成本低； 

● 降低了塑性粘度，控制了泵压与ECD，改善了流变性能；

● 减少了仓库与井场之间的1.5趟卡车运输，简化了物流；

● 与混合965袋干物料相比，通过倒入11箱BaraFLC Nano-1液体，减少了井场的体力劳动；

● 减少运输时的包装浪费；

● 裸眼起下钻期间井况优异，无过提或遇阻现象；

● 测井作业表现优异，测压期间未发生粘卡现象。

基于首次试验的积极成效，该作业公司将在其他钻井作业中推广应用BaraFLC Nano-1。下图显示了新旧水基钻井液之间的性能对比。

BaraFLC Nano-1首次应用于高难度中间井段

一家在哥伦比亚内陆进行油田开发的作业公司寻求一种抑制性更强的淡水基钻井液，来替代目前使用的分散钻井液体系。尽管该体系整体性能良好，但中间段的钻进时间比预期要长，并且在起下钻期间反复出现卡钻和过提问题。

哈里伯顿Baroid公司的产品可辅助提高机械钻速，减少流体侵入，稳定井筒，以实现更快的起下钻速度。计划在现有钻井液中添加BaraFLC Nano-1封堵剂，以研究它如何提高钻井效率。该产品在页岩中具有非常低的滤失速率，并可降低压力传导率，其性能可媲美油基钻井液。Baroid公司开展了大量实验室测试，优化了纳米颗粒流体，并在第三方实验室对新配方进行了鉴定，该作业公司同意进行一系列试验井。

在规划第一口试验井时，该团队制定了关键绩效指标（KPI），用于基准测试，即与前几口井相比，衡量新钻井液如何达到提高效率的目标。材料已运至井场，以便及时执行，当地技术人员制定了适用于该地区的详细服务设计（DOS）方案。该钻井液方案在Baroid公司现场技术顾问的监督下成功试用。

◼ 挑战

该作业公司一直使用分散型聚合物钻井液体系，其经验表明，该体系仍存在改进空间，特别是在钻进存在失稳风险的页岩与塑性粘土中间段时。起下钻期间出现的复杂情况减缓了作业进度，有时甚至需要耗时的划眼与扩眼作业，或者多趟起下钻作业。这些延误造成了作业效率的降低、建井成本的增加。

◼ 解决方案

在前期实验室测试中，大量的钻井液漏失研究都集中在颗粒堵塞测试（PPTs）中，以尽可能达到最低的瞬时滤失量和总滤失量。由于BaraSeal W-1040过去曾应用于其他油田，因此也对其进行了测试，以帮助对新型BaraFLC Nano-1材料的性能进行基准测试。

在添加等量产品的情况下，先导试验的瞬时滤失量与总滤失量表明，BaraFLC Nano-1更有效，其瞬时滤失量比基础钻井液少71%，而BaraSeal W-1040比基础钻井液少38%。添加BaraFLC Nano-1也降低了30分钟测试后收集的总滤液量。随着油田开发期间不断添加钻井固体材料，添加BaraFLC Nano-1的钻井液与实验室测试的钻井液相比，滤失量更低。

使用不同的PPT测试尺寸，来模拟交错地层中存在的各种微裂缝与渗透性砂体。这些模拟结果表明，BaraFLC Nano-1有助于有效密封孔隙尺寸超过100微米的样品。根据测试结果，该作业公司批准了首次使用该钻井液方案，并采取额外工序，以备开展现场试验。在这项新技术的应用中，Baroid公司技术人员遵循了详细的流程，并增加了监督，以确保在规避风险、体系可靠性与数据采集方面保持高水平熟练度。

◼ 现场试验详情

在钻表层时，开始配制中间井段的钻井液。按计划添加BaraFLC Nano-1，开展质检工作以确保钻井液性能在设计范围内。将新型聚合物基抑制性钻井液替入井中，进行中间段钻井作业（见下图D井）。在更低钻压下，保持了更高的机械钻速，瞬时钻速高于该地区的历史井。在钻井的第一天，进尺比设计多了700英尺。不幸的是，钻至中段时，岩屑积聚在返出管线与振动筛汇流箱中，辅助管线喷射设备无法运行，无法协助清理。这限制了剩余井段的机械钻速。

由于当地发生罢 工，钻井作业暂停，但在近48小时的静止条件下，井筒保持了稳定与光滑。该井段已钻至下套管深度，井况仍然理想，可进行几次划眼起下钻和下套管前的最后一趟起钻。

◼ 结果

使用传统分散钻井液体系时，平均起下钻速度为860英尺/小时。添加BaraFLC Nano-1的新型聚合物基钻井液体系，平均起下钻速度为1070英尺/小时，效率提高了24%。据报道，与该区块的多口邻井相比，最后一趟起钻的过提吨位最小（最大30千磅），而邻井类似的过提吨位最大达到80千磅。

套管下至设计深度，没有出现任何问题，固井作业前的循环表明井径符合标准。因此，在实现返出正常的同时，还可减少附加水泥浆体积。

未来将对BaraFLC Nano-1开展更多试验。哈里伯顿计划在今年将其命名为BaraShale Max，实现这种钻井液的商业化应用。