不混油低摩阻鉆井液在塔河托甫臺(tái)區(qū)塊的現(xiàn)場試驗(yàn)

劉仕銀，成增壽，葉道平，彭 軍

（1.中石化西北油田分公司工程監(jiān)督中心，新疆輪臺(tái)841600；2.中石化西南石油工程有限公司湖南鉆井分公司，湖南長沙410118）

1 概述

隨著油氣資源的日益枯竭，深水平井鉆井已成為開發(fā)深層油氣藏的重要技術(shù)手段。由于儲(chǔ)層埋藏深、造斜點(diǎn)深，深水平井定向段和水平段的鉆進(jìn)過程中鉆具和井壁及套管之間存在較大的摩阻和扭矩，常導(dǎo)致起下鉆困難、機(jī)械鉆速慢、易托壓、斷鉆具等諸多井下復(fù)雜事故[1-5]。目前塔河油田深水平井施工仍普遍采用聚磺鉆井液中混原油的方式降低摩阻和扭矩[6-10]。但原油毒性大且難降解，對(duì)環(huán)境危害大，導(dǎo)致后期廢棄混油鉆井液處理難度大、成本高。為了在解決深水平井摩阻扭矩大這一技術(shù)難題的同時(shí)減輕環(huán)保壓力，中國石化石油工程技術(shù)研究院研制出了一種環(huán)境友好且耐高溫的鉆井液潤滑劑SMLUB-E，并以SMLUB-E為主要處理劑形成了不混油低摩阻鉆井液體系。本文介紹該鉆井液體系在塔河油田TP154XCH井的現(xiàn)場應(yīng)用情況。

2 不混油低摩阻鉆井液體系概述

不混油低摩阻鉆井液的核心組分包括環(huán)保高性能潤滑劑SMLUB-E、抗高溫提切降濾失劑SMVIS、以及鑲嵌成膜防塌劑SMNA。各處理劑的主要作用機(jī)理如下：

（1）環(huán)保高性能潤滑劑SMLUB-E為含有活性元素的兩親性分子，親水基團(tuán)牢固吸附在鉆具表面，長鏈?zhǔn)杷不o密排列朝向外側(cè)，形成一層疏水的物理吸附膜。而當(dāng)鉆具與井壁接觸壓力較大時(shí)，SMLUB-E分子會(huì)通過活性元素的作用在摩擦面發(fā)生化學(xué)反應(yīng)形成高強(qiáng)度的化學(xué)反應(yīng)膜，顯著降低摩擦接觸面的摩擦阻力，并保護(hù)鉆具減輕磨損，尤其適用于高側(cè)壓力情況下水平井鉆具對(duì)井壁降摩減阻的需要；

（2）抗高溫提切降濾失劑SMVIS能夠通過提高鉆井液低剪切速率下的動(dòng)切力來改善攜巖能力，防止巖屑床的形成，而對(duì)塑性粘度的提高幅度較小，特別適用于環(huán)空返速較低的小井眼水平井；

（3）鑲嵌成膜防塌劑SMNA具有較好的可變形性和成膜性，以及合理的顆粒粒度分布，能夠有效相互堆積、填充，使泥餅薄且光滑、致密，改善泥餅潤滑性。

SMLUB-E、SMVIS和SMNA-1三種處理劑通過協(xié)同作用共同賦予不混油低摩阻鉆井液優(yōu)異的潤滑降摩性能。

3 不混油低摩阻鉆井液現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 TP154XCH井概況

TP154XCH井是中石化西北油田分公司部署的一口側(cè)鉆水平井，該井位于庫車縣境內(nèi)，構(gòu)造位置屬阿克庫勒凸起西南斜坡。本井采用裸眼側(cè)鉆，側(cè)鉆點(diǎn)選擇在奧陶系上統(tǒng)良里塔格組。側(cè)鉆點(diǎn)井深6156m，側(cè)鉆段最大井斜角46.31°，靶點(diǎn)距井口水平位移137.19m。設(shè)計(jì)使用149.2mm鉆頭鉆至完鉆井深6292.54m，裸眼完井。鉆遇地層包括奧陶系良里塔格組、恰爾巴克組和一間房組，巖性為黃灰色泥晶灰?guī)r、棕褐色灰質(zhì)泥巖、淺灰色泥晶灰?guī)r、砂屑泥晶灰?guī)r、泥晶砂屑灰?guī)r。TP154XCH井原井眼軌跡呈階梯狀，最大井斜達(dá)21.4°，使得本井在套管中的摩阻就高達(dá)10～12t，這對(duì)鉆井液的潤滑降摩效果提出了較大挑戰(zhàn)。

目前塔河地區(qū)仍普遍采用傳統(tǒng)的混原油水基鉆井液克服側(cè)鉆水平井摩阻和扭矩較大的技術(shù)難題。由于原油毒性大且難降解，因而極大增加了廢棄混油鉆井液的處理難度和成本，若處理不當(dāng)還會(huì)造成嚴(yán)重的環(huán)境事故。

為了在保證較低井下摩阻的前提下避免混油鉆井液帶來的環(huán)保壓力，本側(cè)鉆井采用不添加原油的不混油低摩阻鉆井液。不混油低摩阻鉆井液體系使用的環(huán)保潤滑劑SMLUB-E，極性強(qiáng)且疏水鏈段長，在鉆具和套管金屬表面能夠形成牢固且致密的潤滑膜。這種潤滑膜在受到較大軸向壓力時(shí)也不易受到破壞，因此不僅能降低鉆具與泥餅間的摩阻，也能有效降低鉆具與套管間的摩阻。

3.2 不混油低摩阻鉆井液現(xiàn)場配方

本井采用的不混油鉆井液不混油低摩阻體系現(xiàn)場配方如下：

3%～4%膨潤土+0.2%～0.3%SMVIS-1+0.2%～0.3%SMVIS-2+0.3%～0.4%HV-CMC+1%～2%SMP-1+1%～2%SPNH+1%～2%TSH-2+1%～2%SMNA-1+0.5%～2%SMLUB-E+BaSO4[ρ=1.16（g/cm3）]。

3.3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

3.3.1 不混油低摩阻流變性和濾失量

鉆進(jìn)過程中，不混油低摩阻鉆井液流變性和濾失量一直保持穩(wěn)定。隨著SMLUB-E含量的不斷增加，鉆井液的粘度、切力和濾失量變化幅度較小（表1），濾餅始終保持光滑、致密及較好的韌性，說明SMLUB-E不會(huì)對(duì)鉆井液的流變性、濾失量和濾餅質(zhì)量造成負(fù)面影響。此外，目前市面上很多潤滑劑產(chǎn)品在高溫下容易使鉆井液起泡，影響泥漿泵上水。原油及一些潤滑劑還會(huì)因高溫破乳和鹽析作用而從鉆井液中析出，并被振動(dòng)篩篩除，增大了消耗量。而SMLUB-E則沒有出現(xiàn)明顯的起泡和析出的現(xiàn)象，證明了該產(chǎn)品具有較好的穩(wěn)定性。

表1 鉆井過程中不混油鉆井液流變性和濾失量變化

3.3.2 不混油低摩阻鉆井液潤滑性

鉆井過程中不混油低摩阻鉆井液極壓潤滑系數(shù)和泥餅粘滯系數(shù)隨潤滑劑SMLUB-E含量的變化如表2所示。從表2中可以看出，未加入SMLUB-E時(shí)鉆井液的潤滑性較差，極壓潤滑系數(shù)高達(dá)0.26，泥餅粘滯系數(shù)高達(dá)0.1944。當(dāng)加入0.5%SMLUB-E后，泥餅粘滯系數(shù)大幅下降到0.0612～0.0524，說明少量的SMLUB-E就可以顯著降低泥餅表面的摩擦系數(shù)。但極壓潤滑系數(shù)的下降幅度很小，僅從0.27下降到0.25，這說明0.5%的加量并不能有效改善SMLUB-E的極壓潤滑系數(shù)。隨著SMLUB-E加量從0.5%逐漸增大到1.5%，泥餅粘滯系數(shù)趨于穩(wěn)定，始終保持在0.0524～0.0437范圍內(nèi)。而極壓潤滑系數(shù)也從0.25顯著下降到0.16，說明只有當(dāng)SMLUB-E的含量在1.5%以上時(shí)才能形成牢固、在較高壓力下不易被破壞的潤滑膜。

表2 不混油鉆井液潤滑性變化

3.3.3 井下摩阻情況分析

（1）鉆進(jìn)過程中粘卡、托壓情況。如表3所示，TP154XCH井整個(gè)側(cè)鉆段鉆進(jìn)期間，起下鉆及接單根時(shí)未發(fā)生任何粘卡、遇阻情況，滑動(dòng)鉆進(jìn)無任何托壓現(xiàn)象，表明不混油低摩阻鉆井液具有良好潤滑性，有效降低了井下摩阻。

（2）井下摩阻變化。井下摩阻隨井深、井斜以及潤滑劑SMLUB-E加量的變化規(guī)律如圖1所示。從圖中可以看出，定向鉆進(jìn)開始后加入了0.5%SMLUB-E，摩阻從初始的12t小幅降低至11t，然而隨著井深和井斜的增大，摩阻又反彈至14t，這說明0.5%SMLUB-E的潤滑效果有限，并不能很好地控制鉆具進(jìn)入裸眼段后產(chǎn)生的摩阻。而當(dāng)SMLUB-E的含量提高到1%后，摩阻從14t降低到10t，初步展現(xiàn)了一定的潤滑效果。

鉆進(jìn)至6230m時(shí)，SMLUB-E的含量已進(jìn)一步提高到1.5%，此時(shí)可明顯觀察到摩阻的顯著下降，從10t下降到6t左右。自6241m開始進(jìn)入穩(wěn)斜段后，隨著SMLUB-E的含量增大到2%，摩阻也從6t進(jìn)一步下降到4t。此時(shí)摩阻已遠(yuǎn)低于老井在套管中的摩阻，這說明SMLUB-E含量達(dá)到1.5%～2%時(shí)能夠有效降低套管和裸眼中的摩阻，展現(xiàn)出優(yōu)異的潤滑性能。

表3 側(cè)鉆段井下粘卡、托壓情況

圖1 TP154XCH井摩阻隨井深變化曲線

（3）井下摩阻與鉆井液潤滑性關(guān)系分析。鉆井液潤滑性好壞通常根據(jù)極壓潤滑系數(shù)和泥餅粘滯系數(shù)值來判斷。極壓潤滑系數(shù)主要反映鉆具受到較大載荷下的摩阻，而泥餅粘滯系數(shù)則反映了鉆具在自身重力作用下與泥餅表面間的摩阻。當(dāng)鉆具因狗腿度大等原因而發(fā)生屈曲，導(dǎo)致與井壁的接觸力增大時(shí)，極壓潤滑系數(shù)相比泥餅粘滯系數(shù)更能真實(shí)地反映鉆井液潤滑性對(duì)摩阻的影響。

通過關(guān)聯(lián)鉆井液極壓潤滑系數(shù)與摩阻的變化曲線（圖2），可以進(jìn)一步弄清摩阻與不混油低摩阻鉆井液潤滑性的關(guān)系。從圖2中可以看出，側(cè)鉆開始后至6212m，隨著井斜的增大，摩阻從12t小幅降低到10t。在此期間，盡管隨著SMLUB-E含量從0.5%增加到1%，不混油低摩阻鉆井液極壓潤滑系數(shù)逐漸降低，但仍高于0.2。隨著鉆進(jìn)的繼續(xù)，SMLUB-E的含量從1%進(jìn)一步補(bǔ)充到1.5%，此時(shí)極壓潤滑系數(shù)從0.21下降到0.16，摩阻也從10t顯著下降到6t左右。繼續(xù)增大SMLUB-E含量至2%使極壓潤滑系數(shù)下降到0.14，摩阻也進(jìn)一步下降到4t。通過分析SMLUB-E含量、極壓潤滑系數(shù)與摩阻的關(guān)系可知，當(dāng)不混油低摩阻鉆井液中SMLUB-E含量高于1.5%時(shí)，極壓潤滑系數(shù)低于0.16，此時(shí)能夠發(fā)揮優(yōu)異的潤滑效果，將摩阻控制在較低范圍。

圖2 不混油鉆井液極壓潤滑系數(shù)與井下摩阻關(guān)系圖

4 結(jié)論

不混油低摩阻鉆井液體系在塔河油田TP154XCH井成功現(xiàn)場應(yīng)用并取得較好效果。全井鉆進(jìn)過程中未出現(xiàn)托壓現(xiàn)象，起下鉆順暢、無粘卡，完鉆時(shí)摩阻僅為4t，遠(yuǎn)低于老井在套管中的摩阻（10～12t）。這說明該體系具有優(yōu)異的潤滑降摩性能，在緩解環(huán)保壓力的同時(shí)極大提高了鉆井效率，具有廣闊的應(yīng)用前景。