大位移井抗高溫低摩阻鉆井液室內研究

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

侯珊珊，王佳，趙春艷

(荊州嘉華科技有限公司，湖北 荊州 434000)

在大斜度井的鉆井開發過程中，由于水平位移長、井斜大、鉆具與井壁或套管的接觸面積大，鉆井扭矩和摩阻隨之增大，鉆井托壓、劃眼、卡鉆等復雜事故極易發生[1～3]。在大位移井鉆井過程中，鉆井液性能優劣對鉆井扭矩、摩阻及井壁穩定性和井眼清潔均有著重要影響。近年來，國內針對大位移井水基鉆井液體系開展了大量研究，但與國外相比還有一定差距，如抗高溫、潤滑等性能較差，制約了水基鉆井液在大位移井中的應用[4～7]。為此筆者通過試驗研究，構建了一套適合大位移井鉆井需要的水基鉆井液體系。該鉆井液體系解決了鉆井過程中的摩阻扭矩和高溫穩定性問題，可作為大位移井鉆井液進行推廣應用。

1 大位移井鉆井液技術難點

1.1 井壁穩定性

油氣開采過程中，鉆遇過的地層50%以上是泥頁巖地層，泥頁巖遇水容易出現水化膨脹，且隨著鉆井逐漸趨向大斜度井和水平井，水垂比越來越高，井下出現大段的懸空井段，更易引起井壁失穩等復雜問題。

1.2 高摩阻和大扭矩

大位移井由于水平位移長、水垂比高，鉆具與井壁或套管質檢的接觸和摩擦面積逐漸增大，加劇了鉆具與井壁間的摩阻扭阻力，此時鉆井液潤滑效果不佳則會加大鉆井過程中的阻力，易引起憋扭矩、起下鉆困難等問題。同時，大位移井的井斜角大、裸眼段長，大井斜角在重力作用下井壁易形成巖屑床堆積，由于井眼四周應力分布出現差異，可能造成井眼變形，加大鉆井過程中的摩擦阻力，影響鉆進效率。

1.3 高溫穩定性

大位移井逐漸向深井開采，深井大位移井的目的層和水平段相對較深，地溫梯度高，井眼軌跡復雜，高溫特性對于鉆井液的性能提出了更高的要求和挑戰[8，9]。

2 潤滑劑NC-1的制備與性能評價

2.1 潤滑劑NC-1的制備及評價方法

高分子脂肪酸具有較好的潤滑效果，為了獲得更好的潤滑效果，通過對高分子脂肪酸改性，同時引入納米減摩劑和高溫穩定劑，制備了具有高效潤滑和強減摩效果且抗溫效果較好的潤滑劑NC-1，構建了一套潤滑劑性能評價方法(包括基漿潤滑系數降低率、抗磨能力、黏滯系數降低率)，綜合評價NC-1的潤滑效果。性能評價方法如下：

1)基漿的配制 400mL淡水+6%專用鈉土，高速攪拌20min后養護24h待用。

2)潤滑系數降低率 使用美國Fann潤滑儀，按照SY/T 6094-94《鉆井液用潤滑劑評價程序》對鉆井液進行潤滑性評價。潤滑系數K和潤滑系數降低率Kf計算公式如下：

(1)

(2)

式中：Dz、Ds分別為鉆井液和水在儀器表盤上的讀數；Kj、Ky分別為基漿和樣漿的潤滑系數，1。

3)抗磨能力 使用KMY201-1A抗磨試驗機，在不斷加砝碼的過程中，鋼球與滑塊抱死卡停，通過加壓砝碼的塊數來評價潤滑劑減阻能力。

4)黏滯系數降低率 使用NZ-3A黏滯系數測定儀。在工作滑板傾斜條件下，放在泥餅上的滑塊受向下的重力作用，當克服黏滯力后開始滑動時，滑板對應的傾斜角度即反映相應的摩擦系數。按照函數表查得與之對應的函數值，即泥餅的黏滯系數。黏滯系數降低率的計算同潤滑系數降低率。

2.2 潤滑系數降低率和抗磨能力評價

分別向6%淡水膨潤土漿和6%海水膨潤土漿中加入2% NC-1，高速攪拌20min后于常溫下使用極壓潤滑儀、抗磨試驗機和黏滯系數測定儀測試鉆井液的性能，試驗結果見表1。由表1數據可知，加入NC-1后，基漿的潤滑系數明顯下降，潤滑系數降低率高達90%以上；當基漿中分別加入10%NaCl和10%KCl時，體系降低率仍達到80%和70%以上，表明該劑抗無機鹽NaCl、KCl效果較好；同時，鉆井液抗磨能力都達到了10塊，表明NC-1具有較好的抗磨能力。

表1 潤滑劑在基漿中性能評價

注：抗磨試驗機砝碼最高只能達到10塊。

2.3 潤滑效果對比評價

筆者將NC-1與常用潤滑劑的各項潤滑性能進行對比，所用基漿均為6%膨潤土漿，老化溫度為150℃，試驗結果見圖1。由圖1可知，隨著潤滑劑質量分數的增加，鉆井液潤滑效果逐漸升高，質量分數為2%時基本穩定，其中NC-1的潤滑效果最佳，優于其他常用潤滑劑。

2.4 抗溫性評價

向6%淡水膨潤土漿中加入2% NC-1，高速攪拌20min后分別于100、120、140、160℃下老化16h后測定潤滑性能，試驗結果見圖2。由圖2可知，隨著老化溫度升高，加了NC-1的潤滑性緩慢下降，160℃時潤滑系數降低率和黏滯系數降低率分別在85%和75%以上，但仍具有較好的潤滑效果；抗磨能力可達9塊砝碼，表明該潤滑劑抗溫性較好。

圖1 NC-1與常用潤滑劑潤滑效果對比 圖2 潤滑劑抗溫性評價

3 大位移井鉆井液體系優化與性能評價

針對大位移井地層特點，在研制高效潤滑劑的基礎上，通過試驗優選出聚胺抑制劑，同時輔以無機鹽KCl、NaCl進一步加強鉆井液體系的抑制性；由于大位移井的地層結構復雜及高溫特性，對鉆井液體系的其他處理劑具有較高要求。室內優選抗高溫樹脂類為大位移井鉆井液用降濾失劑，優選了封堵防塌劑、黃原膠XC和部分水解聚丙烯酸酰胺PLUS為增黏包被劑。

以包被劑、聚胺抑制劑、潤滑劑、降濾失劑、防塌劑為試驗因素開展正交試驗，以表觀黏度、API濾失量、高溫高壓濾矢量、潤滑系數為影響因素做出極差分析，對各個處理劑的加量進行確定，最終建立了抗高溫低摩阻鉆井液體系配方，該體系配方如下：2%膨潤土漿+0.3%燒堿+0.2%NaCO3+0.4%PLUS+0.3%XC+3%SMP-2+3%SPNH+5%KCl+10%NaCl+2%NC-1+3%聚胺+3%防塌劑+重晶石(以上配方均為質量分數)。

3.1 流變性能和濾失性能評價

以構建的鉆井液體系為基礎配方，進行該鉆井液體系不同密度下的流變性能和濾失性能評價，老化溫度為160℃，試驗結果見表2。由表2數據可知，隨著密度的增加，表觀黏度、塑性黏度逐漸增加，當密度達到1.6g/cm3時表觀黏度較大，但仍具有較好的流變性能；API濾失量均小于4mL，高溫高壓濾失量隨密度增加緩慢增加，總體均小于12mL，各項性能良好。

表2 鉆井液流變性能和濾失性能評價(老化溫度160℃)

3.2 潤滑性能評價

室內測定了大位移抗高溫低摩阻鉆井液體系經160℃老化16h后的潤滑系數、黏滯系數和抗磨能力。該鉆井液體系老化后潤滑系數低至0.07，黏滯系數低至0.09，抗磨能力達到10塊砝碼，綜合潤滑效果較好。

3.3 抑制性能評價

室內配制鉆井液350mL，選取6～10目的泥巖鉆屑50g測定鉆井液的滾動回收率；另外配制鉆井液配方的膠液，通過中壓濾失儀取得濾液10mL，使用離心管測定膨潤鈉土的體積防膨率；同時壓得濾液300mL，將其與清水進行對比，評價其對黏土巖心的高溫高壓線性防膨率。優選配方滾動回收率和體積防膨率均達到95%以上，高溫高壓線性防膨率達80%以上，抑制黏土水化膨脹的能力顯著。

3.4 抗溫性評價

配制密度為1.6g/cm3的低摩阻鉆井液，分別是100、120、140、160℃下老化16h后測定鉆井液體系性能，結果見表3。由表3數據可知，100～140℃老化溫度時，鉆井液體系高溫高壓濾矢量低于10mL，各項性能良好；隨著溫度的升高，鉆井液的表觀黏度、塑性黏度有所降低，濾失量緩慢增大，160℃時體系流變性和濾失性能仍在合理的控制范圍內，說明該鉆井液體系能抗160℃高溫。

表3 鉆井液抗溫性能評價

4 結論

1)通過對高分子脂肪酸改性同時引入納米減摩劑和高溫穩定劑制備了具有高效潤滑、強減摩效果且抗溫效果較好的潤滑劑NC-1，別入2% NC-1后，基漿的潤滑系數降低率達90%以上，抗磨能力達到10塊砝碼。

2)針對大位移井高摩阻、大扭矩問題，構建了一套適合大位移井鉆井需要的水基鉆井液體系，該體系潤滑系數低至0.07，黏滯系數低至0.09，抗磨能力達到10塊砝碼，滾動回收率和體積防膨率均達到95%，潤滑、抑制效果顯著。

3)160℃老化下鉆井液體系流變性和降濾矢效果良好，抗高溫性好。