海洋超高溫高壓井鉆井液設計與測試方法及國外鉆井液新技術

劉曉棟 朱紅衛 高永會

（中國石油集團海洋工程有限公司渤星公司，天津 300451）

海洋超高溫高壓井鉆井液設計與測試方法及國外鉆井液新技術

劉曉棟 朱紅衛 高永會

（中國石油集團海洋工程有限公司渤星公司，天津 300451）

介紹了國外高溫高壓井的最新定義和分級，以及全球海上高溫高壓井的分布。闡述了海洋高溫高壓井鉆井液性能設計方法，主要包括密度、高溫熱穩定時間、抗高溫能力、高溫高壓濾失量、抗污染能力、低溫流變性能和水合物抑制能力等，提出高溫熱穩定時間、抗高溫能力、高溫高壓濾失量應為高溫高壓井鉆井液3個關鍵性能設計及評價指標，建立利用極高溫高壓流變儀Chandler 7600模擬高溫高壓井鉆井液靜態高溫熱穩定時間和動態循環抗高溫能力的評價方法。詳細介紹了國外抗232℃超高溫無鉻環境友好型水基鉆井液、抗220 ℃超高溫高密度甲酸銫鉆井液、抗180 ℃高溫無黏土儲層鉆井液、抗260 ℃超高溫油基鉆井液、抗315 ℃極高溫氟基逆乳化鉆井液。上述技術對中國超高溫乃至極高溫鉆井液技術的研究具有一定的借鑒意義。

海洋鉆井；高溫高壓；超高溫極高溫鉆井液；氟基逆乳化鉆井液

全球海洋高溫高壓井主要分布在墨西哥灣、北海、東南亞、西非、中東、中國南海，其中約1/4分布在北美，國際石油公司一致認為：全球已經沒有容易開發的油氣區域而沒有被開發，尤其是海洋油氣［1］。在鉆遇海上高溫高壓深井、大斜度大位移井、窄密度窗口地層，高溫高壓極易誘發井壁失穩、惡性漏失、鉆具黏卡、井涌井噴等事故。根據Falcaon能源公司2007年數據統計，高溫高壓井較常規井一般鉆井時效降低30%以上，黏卡發生率增加30%以上，井涌或井噴發生頻率增加20%以上，非生產時間和經濟成本均增加3倍以上［2］。特別是深海鉆井，半潛式平臺租賃費用高達60萬美元/d以上，占到了鉆井總費用的70%，高溫高壓環境下對鉆井液性能提出了更高要求，需要根據高溫高壓井的分類和風險級別，嚴格進行高溫高壓井鉆井液體系配方設計和室內性能評價，為高溫高壓井鉆井液現場工程師提供前期技術支撐和復雜事故預防處理技術手段，滿足高溫高壓井安全鉆井需求。

1 高溫高壓井分級及分布

1.1 高溫高壓井定義和分級

目前，高溫高壓井并沒有形成一個全球統一的定義和分級標準，英國健康和安全委員會定義高溫高壓井為預計或實測井底溫度大于150 ℃和井底壓力大于68.9 MPa（10 000 psi）或地層孔隙壓力當量密度大于1.80 g/cm3的井［3］。斯倫貝謝公司2008年把高溫高壓井分為3個等級［1］：第一等級是普通高溫高壓井，原始地層壓力70~140 MPa，井底溫度150~205 ℃；第二等級是超高溫高壓井，原始地層壓力140~240 MPa，井底溫度205~260 ℃；第三等級是極高溫高壓井，原始地層壓力240~280 MPa，井底溫度260~315 ℃（圖1）。其中第三等級是顯示高溫高壓鉆井技術差距的重要標志，國內外油氣鉆井作業實踐極少。然而，對于地熱井和熱采井來說，井底溫度已經超過260 ℃。

圖1 斯倫貝謝高溫高壓井分類體系

1.2 高溫高壓井的分布

全世界海上高溫高壓井的數量呈逐漸增加的趨勢。根據 Welling and Company公司2008 年對海洋鉆井的一項調查顯示，海洋鉆井中超過11%的井，井底溫度將高于175 ℃，近26%的井，井底壓力介于70~100 MPa，5%的井預測井底壓力高于100 MPa。圖2顯示了目前全球海洋高溫高壓井主要分布于埃及、印度尼西亞、俄羅斯、挪威、委內瑞拉、墨西哥、北美和中國南海。目前，雖然多數高溫高壓鉆井作業歸為普通高溫高壓（HPHT）井范疇，但在墨西哥灣、北海等地區多數井的垂深已經超過9 000 m，井底壓力超過140 MPa，地層溫度超過200 ℃，鉆井液密度高達2.20 g/cm3以上。我國海上油氣田迄今發現的高溫高壓井主要分布在渤海灣深層潛山儲層、南海鶯瓊盆地，其溫度和壓力絕對值都非常高，地層壓力當量密度達到2.3 g/cm3，地溫梯度達到4 ℃/100 m以上，如南海西部海域已完鉆高溫高壓深探井最高溫度達249 ℃，最大鉆井液密度2.38 g/cm3［4］。

圖2 世界海洋高溫高壓井的分布情況

2 高溫高壓井鉆井液的性能設計及高溫流變測試技術

2.1 鉆井液的性能設計

高溫高壓井鉆井液性能設計要將高溫高壓下的井眼復雜情況的預防和處理作為設計的基本出發點，其設計不合理或性能達不到要求，導致井下事故發生的頻率依次是重晶石沉降、井下漏失、井壁失穩、鉆具黏卡、井涌或井噴等［3，5-6］。高溫高壓井鉆井液的配方應在實驗室模擬井下條件下進行性能實驗的基礎上制定，性能設計主要包括密度、高溫熱穩定時間、抗高溫能力、高溫高壓濾失量、抗污染能力，深水鉆井液還需要考慮低溫流變性能和水合物抑制性能。高溫熱穩定時間、抗高溫性能、高溫高壓濾失量是高溫高壓井鉆井液3個關鍵性能設計及評價指標。

2.1.1 鉆井液密度 密度超過1.8 g/cm3高溫高壓井鉆井液要嚴格設計加重劑材料選材和性能優化，其加重劑材料選擇應主要考慮以下幾個因素：循環當量密度（ECD）、加重劑沉降、固相含量、潤滑和磨損、儲層傷害、經濟效益等［7］。超高密度鉆井液固體加重劑主要有鈦鐵礦FeTiO3（密度4.5~4.7 g/cm3）、方鉛礦PbS（密度7.4~7.7 g/cm3）、四氧化三錳Mn3O4（密度4.7~4.9 g/cm3）及微粉化加重劑，液體加重劑主要有甲酸鉀和甲酸銫，配制的鉆井液密度分別可達到1.58 g/cm3和2.32 g/cm3。

2.1.2 高溫熱穩定時間 該參數是指在某一靜態高溫高壓條件下，鉆井液的高溫性能保持相對穩定的最長時間。在海上鉆井，由于受臺風的影響，或者長時間電測、下套管、復雜事故處理等，一般要求鉆井液性能至少保持5 d不發生高溫老化。目前，測試方法主要有2種：第1種是用高溫滾子爐測試鉆井液長時間（大于100 h）高溫熱滾后的室溫鉆井液性能變化，第2種是用高溫高壓流變儀模擬井底高溫高壓環境，測試鉆井液的流變性能保持相對穩定的最長時間。顯然第2種方法更接近井下實際狀況，能更準確判斷鉆井液是否滿足井下實際需要。

2.1.3 抗高溫性能 一般以鉆井液高溫高壓黏切明顯降低和升高來判斷鉆井液的抗高溫能力，高溫引起鉆井液黏度降低，將導致重晶石沉降和攜巖效果變差，高溫引起鉆井液膠凝稠化，將導致過高的激動壓力和ECD，引發井塌井漏。在海上鉆井，當鉆井液密度達到1.8 g/cm3、總固相含量達到30%以上，應嚴格測試鉆井液的抗高溫能力和在高溫下的流變性能，以保持合理的ECD和沉降穩定性能。據資料表明［8］，就當今鉆井液技術而言，水基鉆井液可以在204 ℃下使用，而油基鉆井液可以在316 ℃時保持井眼的穩定性。

2.1.4 高溫高壓濾失量 泥頁巖井段鉆進時，需要嚴格控制高溫高壓濾失量，增加鉆井液抑制性能，以防止泥頁巖膨脹、縮徑或垮塌。一般要求水基鉆井液150 ℃的高溫高壓濾失量小于15 mL，180 ℃小于18 mL。當溫度超過200 ℃，濾紙容易高溫碳化，數據誤差大，應選用玻璃纖維濾紙和陶瓷圓盤來代替濾紙，或選用不同滲透率的人造巖心濾筒模擬井下地層。

2.1.5 抗污染性能 地層中常含高濃度氯、鈣、鎂離子和硫化氫、二氧化碳等酸性氣體，侵入后引起鉆井液性能惡化。要求測試鉆井液在高溫條件下的抗鹽抗鈣、抗酸性氣體污染和抗腐蝕性能。一般高溫高壓水基鉆井液要求抗鹽大于20萬 mg/L、抗鈣大于5 000 mg/L，腐蝕速率小于0.075 mm/a。

2.1.6 低溫流變性能和水合物抑制能力 深水高溫高壓井還需要測試鉆井液的低溫靜膠凝強度和天然氣水合物生成時的溫度和壓力。當鉆井液溫度接近海水溫度，即4~10 ℃時，鉆井液的黏切會急劇上升，油基合成基鉆井液中最為明顯，當密度為1.60 g/cm3的合成基鉆井液溫度由90 ℃降低到5 ℃時，其表觀黏度、動切力分別由21 mPa·s、7 Pa上升到六速黏度計無法測量，低溫對不同水基、油基、合成基鉆井液流變性能影響數據見文獻［9］。同時，低溫高壓井筒環境下，極其容易形成天然氣水化物，導致堵塞井口、防噴器、節流和壓井管線。因此，需充分考慮注入某些抗水化介質（如聚乙二醇或鹽），改變天然氣水合物凍結溫度［10］。

2.2 高溫高壓流變測試儀器及測試方法

目前，適用于對高溫高密度鉆井液進行評價的超高溫高壓流變儀及其主要技術參數見表1。其中Chandler 7600超高溫高壓流變儀最高測試溫度316℃、壓力276 MPa，滿足極高溫鉆井流體測試需求。Chandler 7600采用磁力耦合技術解決了磁性加重材料如鈦鐵礦和赤鐵礦攪亂漿體流動引起的測量誤差及聚合物爬桿等問題，低剪切速率黏度精確，軸承防高溫腐蝕及重晶石磨損［11-12］。

表1 超高溫高壓流變儀主要測試參數

目前，國內鉆井液高溫高壓性能評價標準和規范主要有：GB/T 16783.1—2006 《鉆井液現場測試第1部分》，其中規定了高溫高壓濾失量的評價方法；《中國石油鉆井液技術規范》（2010年），其中推薦采用高溫滾子爐模擬井底溫度，高溫老化后鉆井液的表觀黏度、動切力以及高溫高壓濾失量的變化表征鉆井液的抗高溫性能。但都沒有給出具體抗溫能力值的判斷方法，且不能完全真實模擬井下實際情況。結合高溫高壓對鉆井液流變性能設計要求，提出了利用高溫高壓流變儀模擬高溫高壓井鉆井液靜態高溫熱穩定時間和動態循環抗高溫能力的評價方法［13］。

（1）高溫熱穩定時間的測定。模擬靜態井底溫度和壓力條件，將高溫高壓流變儀轉速設定在低轉速30 r/min （剪切速率50 s–1） 連續運行， 直到觀察到黏度變化率突變為止，確定鉆井液及其處理劑在該溫度下流變性能維持穩定的時間。

（2）抗高溫能力的測定。模擬動態鉆井液循環溫度和壓力條件下，以3 ℃/min持續升高鉆井液溫度，流變儀轉速設定在轉速100 r/min（剪切速率170 s–1），觀察其黏度隨溫度升高明顯變化為止， 確定鉆井液及其處理劑的抗溫能力。也可以測試幾個鉆井液循環周，觀察黏度變化情況。

3 國外超高溫高壓井鉆井液技術

3.1 超高溫無鉻環境友好型水基鉆井液

鉆遇高含H2S和CO2高溫高壓氣井，且環境敏感性區域，油基鉆井液和鐵鉻木質素磺酸鹽高溫水基鉆井液使用受到限制。MI-SWACO公司研制了一種新型超高溫無鉻環境友好型聚合物鉆井液Envirotherm NT［14-15］，可用于頁巖和環境敏感區域鉆井，在含有可溶性鹽、鈣和酸性氣的地層中也能保持穩定。Envirotherm NT體系包含6種主要處理劑：由丙烯酰胺、磺化單體（AMPS）、N-乙烯基吡咯烷酮三元共聚合成高溫聚合物降濾失劑Calovis FL，抗溫232 ℃，控制高溫高壓流變和濾失［16］；由丙烯酰胺、磺化單體（AMPS）合成的聚合物Calovis HT，抗溫260 ℃；頁巖抑制包被劑陰離子丙烯酸共聚物Calothin，液體，抗溫232 ℃；有機共聚物無鉻稀釋劑Calosperse，抗溫204 ℃；頁巖封堵劑Poroseal和高溫鈉蒙脫石黏土Gel Supreme。該鉆井液體系主要特征：（1）抗溫232 ℃，最高密度2.20 g/cm3，長時間高溫熱穩定性能良好，不產生高溫膠凝；（2）不含鉻（Cr）元素，毒性低、色度淺，海洋環境接受性好；（3）優良的抗鈣、抗鎂污染及抗固相污染能力。2009年5月，在匈牙利某致密氣藏的一口高溫高壓勘探井使用Envirotherm NT鉆井液體系，鉆井液高溫性能穩定，很好地控制了高溫高壓下的鉆井液濾失［17］。其?149.2 mm高溫井段，完鉆井深3 750 m，井溫168℃，鉆井液性能：密度2.00~2.28 g/cm3、膨潤土含量14.0~17.5 kg/m3、塑性黏度36~53 mPa·s、動切力5~12 Pa、初切2~5 Pa、終切2~12 Pa、HTHP濾失量18~24 mL。

3.2 超高溫高密度甲酸銫鉆井液

甲酸銫鉆井液由殼牌公司研制，由卡博特公司生產、推廣及現場應用服務。甲酸銫完全水溶，可用于配置密度2.37 g/cm3的無固相儲層鉆完井液，而不需要任何固體加重劑。甲酸銫較常規高密度鹽水鉆井液應用于超高溫高壓井的主要優勢為［18-20］：（1）較低的循環當量密度，避免過高的抽汲和激動壓力而誘發井涌和井漏；（2）有效防止重晶石沉降和磨損；（3）降低高溫高硫環境下鹽水對鉆具的腐蝕；（4）更優越的流變性能、潤滑性能和井眼清潔能力；（5）更高的機械鉆速和油井產能。自1999年，殼牌公司在Shearwater凝析氣田首次使用甲酸銫鹽水作業后，到2006年為止，已經有20個油田、超過100口海上大斜度大位移井、高溫高壓井使用甲酸銫鉆井液，現場應用最高密度達到2.25 g/cm3，最高溫度達到220℃，井下時間最長達18個月，儲層最低滲透率小于1 mD［21］。其中溫度高于180 ℃的高溫高壓井占50%以上，密度高于1.80 g/cm3占90%以上。甲酸銫鉆井液由于價格昂貴，在國內極少使用。

3.3 高溫儲層鉆井液或鉆進液

高密度低固相無污染儲層鉆井液（Reservior Drilling Fluid）或鉆進液（Drilling In Fluid）已成為深探井或高溫高壓儲層鉆井最卓越的鉆井液體系之一。聚合物的選擇對于控制鉆井液體系的流變和失水造壁性十分重要，然而傳統的聚合物如黃原膠、纖維素、丙烯酸、淀粉等超過150 ℃就會很快熱氧化降解，黏切降低，濾失控制失效。哈里伯頓公司研制了一種新型聚合物添加劑FLA，抗溫180 ℃，具有極低的塑性黏度、較高的動切力，有效解決了固相顆粒沉降及井眼清潔問題，并成功開發了抗180 ℃高溫無膨潤土鉆井液體系［22］，配方為：135.15 L甲酸銫+22.26 L Glycol+1.59 L水+0.22 g檸檬酸+1.11 g聚合物FLA+0.47 g聚合物C+1.11 g聚合物D+0.95 g聚合物E+4.45 g碳酸鈣（5 μm）+1.91 g碳酸鈣（25 μm）+0.08 g MgO+0.08 g抗氧化劑。該高溫高壓儲層鉆井液具有以下特征：（1）180 ℃熱滾20 h，鉆井液流變性能穩定；（2）鉆井液動態循環模擬測試溫度超過232 ℃，黏度保持穩定（圖3）；（3）鉆井液密度可達2.2 g/cm3，且不使用任何固體加重材料，儲層滲透率恢復值高；（4）鉆井液PV值和YP值可調，以提供優越的懸浮能力和井眼清潔能力；（5）有效降低高溫高壓濾失量，最大程度減少了酸溶性架橋材料加量。

圖3 儲層鉆井液50~232 ℃動態循環流變性能

3.4 超高溫油基鉆井液

斯倫貝謝MI-SWACO公司新研發了一種抗溫260 ℃、密度可達2.04 g/cm3的超高溫油基鉆井液RHADIANT，主要處理劑有3種，適用于所有油基和合成基鉆井液［23-26］：高溫主乳化劑MUL XT，適用于低溫4 ℃到高溫260 ℃，黃褐色液體，配制基漿加量2%~3%，現場處理維護加量0.03%~0.3%；高溫主降濾失劑胺化單寧ONE-TROL HT，一種瀝青替代產品，棕褐色粉末，加量1%~3%，抗溫260 ℃；輔助降濾失劑合成聚合物ECOTROL HT，白色顆粒狀，加量0.5%~1%，抗溫260 ℃。體系主要技術特點：（1）抗溫260 ℃，較低的高溫高壓濾失量和優質的濾餅；（2）具有較低的低剪切速率黏度和30 min靜膠凝強度；（3）較低的ECD和優越的潤滑性能，減少漏失和黏卡；（4）能抗60 mg/L的H2S和濃度高達80%CO2酸性氣污染。2012年3月，在泰國灣一口井使用RHADIANT鉆井液實現安全完鉆，該井井深4 763 m、井徑155.6 mm、最大井斜52°，井底最高靜止溫度222 ℃，鉆探過程未發生一次漏失，電測靜止長達90 h，鉆井液表現出優越的高溫熱穩定性能。

3.5 極高溫氟基逆乳化鉆井液

哈里伯頓公司為了解決儲層溫度高于232 ℃的高溫鉆井液技術問題，開展了以全氟聚醚油（PFPE）為基礎油的逆乳化極高溫鉆井液理論研究［27］，用于鉆井流體的氟聚醚油分子結構在專利US 8383555中有詳細闡述［28］。該體系以氟基聚醚油、氟基乳化劑和降濾失劑、鹽水、重晶石組成，油水比在60∶40~80∶20，抗溫達到315 ℃以上，具有良好的熱穩定性能、潤滑性能、頁巖抑制性能、抗污染和抗腐蝕性能。體系主要技術特征不同于常規水基和油基鉆井液體系：（1）連續相為氟基聚醚油（PFPE），不溶于傳統水和油相，傳統的水基和油基鉆井液降濾失劑在氟基鉆井液中失去作用；（2）基液本身密度高，全氟聚醚基礎油（PFPE）密度1.9 g/cm3，氟基乳化劑密度2.2 g/cm3，聚四氟乙烯（PTFE）降濾失劑密度2.2 g/cm3，可配制成密度在1.6~2.0 g/cm3范圍內無固相鉆井液，顯著減少重晶石沉降帶來的風險；（3）氟基聚醚油具有極低的潤滑系數，潤滑系數低至0.04，相對于植物油或礦物油的潤滑系數0.10進一步降低；（4）氟基聚醚油為牛頓流體，流變性不受溫度和剪切速率的影響，鉆井液的黏度取決于氟基聚醚油分子量的大小。氟基逆乳化極高溫鉆井液目前僅處于室內基礎理論研究階段，現場應用還需要開展大量的工作。圖4為氟基鉆井液處理劑分子結構。

圖4 氟基鉆井液處理劑分子結構

4 結論和建議

（1）海洋高溫高壓鉆井風險高、投資大，相對于陸地鉆井，海洋高溫高壓井鉆井液面臨著更多的挑戰，在高溫高壓儀器、技術指標與評價方法、高溫處理劑、高密度加重材料、高溫高壓井鉆井液體系等方面還需要做大量的研究工作。

（2）高溫高壓井鉆井液的配方應在實驗室模擬井下條件進行性能實驗的基礎上制定，室溫下測試的常規鉆井液性能不能真實模擬高溫高壓井筒環境下的性能，對現場鉆井液實際應用和復雜事故預防缺乏有力的指導。高溫熱穩定時間、抗高溫能力、高溫高壓濾失量應為高溫高壓井鉆井液3個關鍵性能設計及評價指標。

（3）國內高溫高壓井鉆井液主要以聚磺體系為主，海上鉆井存在處理劑加量大、色度深、生物毒性高、不易排放等問題，應研究和應用抗高溫耐鹽合成聚合物處理劑。油基合成基鉆井液仍然是海上超高溫復雜地層主要技術對策，抗315 ℃氟基逆乳化鉆井液是今后極高溫高壓井鉆井液（260~315 ℃）的發展方向之一。

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（修改稿收到日期 2014-08-19）

〔編輯 朱 偉〕

Drilling fluid design and test method for offshore ultra-HTHP wells and new drilling fluid technology abroad

LIU Xiaodong,ZHU Hongwei,GAO Yonghui
（Boxing Company,CNPC Offshore Engineering Co.,Ltd.,Tianjin300451,China）

This paper presents the latest definition and classification of HTHP wells in abroad and the distribution of HTHP wells offshore in the world;sets forth the design method for drilling fluid properties for offshore HTHP wells,mainly including density,stability time under high temperature and heat,high temperature resistance,HTHP filtrate loss,anti-contamination capacity,rheological performance at low temperature and inhibition capacity to hydrates;comes up with the idea that the stability time at high temperature and heat,resistance to high temperature and HTHP filtrate loss should be the three key indicators for property design and evaluation of HTHP drilling fluid;has established the evaluation method for stability time at static high temperature and heat of drilling fluid HTHP well and dynamic resistance to high temperature through circulation simulated by ultra-HTHP rheometer Chandler 7600.This paper also provides detailed information on anti-232 ℃ ultra-high temperature chromium-free environment-friendly water-based drilling fluid,anti-220 ℃ ultra-high temperature high density cesium formate drilling fluid,anti-180 ℃ high temperature clay-free reservoir drilling fluid,anti-260 ℃ ultra-high temperature oil-based drilling fluid and anti-315 ℃ extremely high temperature fluorine invert emulsion drilling fluid in abroad.The above technologies are of reference significance to the research on ultra-high temperature or even extremely high temperature drilling fluid technology in China.

offshore drilling;high temperature and high pressure;ultra-high and extremely high temperature drilling fluid;fluorine invert emulsion drilling fluid

劉曉棟，朱紅衛，高永會.海洋超高溫高壓井鉆井液設計與測試方法及國外鉆井液新技術［J］.石油鉆采工藝，2014，36（5）：47-52.

TE243

：A

1000–7393（2014） 05–0047–06

10.13639/j.odpt.2014.05.012

中國石油天然氣集團公司科技重大專項“高溫高密度鉆井液與可排放海水基鉆井液成套技術研發”（編號：2014E-38-02）和中石油海洋工程公司科技項目“高溫海水基鉆井液技術研究”（編號：HK-Z-09-09）的部分研究內容。

劉曉棟，1980年生。2007年畢業于長江大學油田化學專業，現從事鉆完井液新產品研發與現場技術服務工作。電話：022-66307558。E-mail：lxd41115103@126.com。