2.1.3 堵漏浆沉降速度评价

油基钻井液流变性受温度和油水比影响较大，可通过改变油水比来调整钻井液的常温悬浮性和高温沉降速度。实验分别在室温和80 ℃下测试不同油水比的油基钻井液流变性，结果见表3、表4。

注：1、井浆配方为柴油+25%CaCl₂盐水+3%主乳+3%辅乳+1%润湿剂+3%CaO+2%降滤失剂+加重剂（ρ=2.0 g/cm³）；2、测试条件为常温25℃。

注：井浆配方为柴油+25%CaCl₂盐水+3%主乳+3%辅乳+1%润湿剂+3%CaO+2%降滤失剂+加重剂（ρ=2.0 g/cm³）。

从表3、表4可以看出，常温下随着油水比的降低，油基钻井液的破乳电压逐渐降低，动切力和初/终切上升，表明油基钻井液的稳定性降低，悬浮性能提高，说明油基钻井液可通过降低油水比提高钻井液常温下的悬浮性，以保证堵漏浆在地面配制过程中堵漏材料的悬浮稳定性；堵漏浆进入井筒后，随着温度升高，油基钻井液的黏切性能大幅下降，堵漏材料可实现快速沉降（沉降时间≤24 h），达到“地面浮得住，井下沉得快”，以保障堵漏施工安全高效进行。图2为常温条件下不同油水比油基沉降堵漏浆的沉降塞高度评价，可以看出油基钻井液在油水比分别为60∶40、50∶50、40∶60条件下，沉降堵漏浆在常温25℃条件下能保持稳定的悬浮能力。

将以上配比的沉降堵漏浆升温至80 ℃温度下进行沉降塞高度评价，结果如图3和表5所示。

注：沉降高度为160℃静止老化24h后测量数据。

从图3和表5数据可以看出，降低油水比后，从80℃升温至160℃，沉降塞的速度和高度有不同的变化，其中油水比50∶50时在高温160℃下的沉降速度、沉降塞高度和质量最好。

综上所述，油基钻井液使用刚性及合成树脂类堵漏材料作为沉降堵漏材料，可以提高井底承压能力达30MPa，同时通过调整油水比（50∶50）和ES（200~300 V），可实现堵漏浆在地面常温条件下浮得住，在井底高温下条件下降黏和破乳沉得快，形成的沉降塞高度和质量达到最佳。

2.2  水基钻井液沉降堵漏技术

参照油基钻井液使用的堵漏材料和配方，水基钻井液为实现地面条件下悬浮稳定性强、井下高温条件下快速沉降的目的，使用了提切剂和破胶剂。提切剂可改变钻井液的悬浮能力，破胶剂可实现水基钻井液快速破胶、使钻井液发生沉淀。通过在水基堵漏浆中引入提切剂和破胶剂，保证了地面条件下的“浮得住”和井下条件下的“沉得快”。实验选用的提切剂为塔里木油田现场常用的提切剂XC，破胶剂选择塔里木油田现场常用的过硫酸铵。实验过程同油基钻井液，实验结果如图4所示。

注：1、测试温度条件25 ℃；2、水基钻井液配方为5%土+0.2%NaOH+3%SMP-3+SPNH+3%FT-1A+%PRH-1+加重剂（ρ=2.0 g/cm³）。

从图4可以看出，加入提切剂XC可以提高水基沉降堵漏浆在常温下的悬浮稳定性，其中最佳加入量为0.2%-0.3%。实验加入过硫酸铵作为氧化破胶剂，实现沉降堵漏浆在井底的快速破胶、沉降，实验结果见表6。由表6可以看出，160℃条件下加入0.2%破胶剂即可快速形成沉降塞。

注：以上沉降塞高度为160 ℃静止老化24 h后测量数据。

基于以上实验结果，在水基钻井液体系中加入0.2%XC、0.2 wt%破胶剂（泵入前30 min加入）以及堵漏剂，可以实现堵漏浆在地面条件下“浮得住”、在井底高温工况下“沉得快”，保障了水基沉降塞质量和速度达到最佳状态。