抗220 ℃深水高密度鉆井液體系構(gòu)建及性能評(píng)價(jià)

李炎軍，吳志明，徐一龍，向興金，余 意，楊玉豪

(1.中海石油(中國(guó))有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057；2.長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 武漢 430100；3.湖北省油田化學(xué)產(chǎn)業(yè)技術(shù)研究院，湖北 荊州 434000)

我國(guó)南海海域石油儲(chǔ)量巨大，屬于世界四大海洋油氣富集區(qū)之一，其中70%儲(chǔ)藏于深水區(qū)。隨著陵水17-2氣田的發(fā)現(xiàn)，南海深水勘探有了實(shí)質(zhì)性的進(jìn)展，深水油氣田的開發(fā)迫在眉睫[1-4]。而深水開發(fā)鉆井對(duì)鉆井液技術(shù)提出了新的挑戰(zhàn)：一方面，深水開發(fā)鉆井引起鉆井窗口進(jìn)一步變窄，對(duì)鉆井液要求更高；另一方面，深水開發(fā)鉆井高溫高壓鉆井液面臨“高溫和低溫并存”的雙重挑戰(zhàn)。這就要求鉆井液體系必須在高密度、低溫-高溫變化條件下具有穩(wěn)定的流變性，并且在深水低溫高壓條件下具有良好的水合物抑制能力[5-9]。因此，急需研究出性能優(yōu)良的鉆井液體系以滿足深水開發(fā)鉆井的需求[10-11]。

作者在分析深水高溫高密度鉆井液技術(shù)難點(diǎn)及技術(shù)對(duì)策的基礎(chǔ)上，通過大量室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，研制及優(yōu)選了抗高溫增黏提切劑、抗高溫降濾失劑以及水合物抑制劑等主要處理劑，并結(jié)合其它處理劑，構(gòu)建了一套適合深水開發(fā)鉆井的抗220 ℃深水高密度鉆井液體系；并在室內(nèi)對(duì)鉆井液體系的性能進(jìn)行了系統(tǒng)評(píng)價(jià)，以期為南海深水高溫高壓油氣田的勘探與開發(fā)提供技術(shù)支持和保障。

1 深水高溫高密度鉆井液技術(shù)難點(diǎn)及技術(shù)對(duì)策

1.1 深水高溫高密度鉆井液技術(shù)難點(diǎn)

(1)海洋深水條件下低溫對(duì)鉆井液性能的影響。深水區(qū)塊通常在泥線附近會(huì)形成一個(gè)0～4 ℃范圍的低溫段，鉆至此段時(shí)鉆井液在低溫條件下的流變性能會(huì)發(fā)生變化，使鉆井液的黏度和密度增大，從而產(chǎn)生一種凝膠效應(yīng)，使鉆井液在井筒中流動(dòng)的摩擦阻力增大，增加了套管鞋處地層被壓漏的風(fēng)險(xiǎn)[12]。

(2)高溫對(duì)鉆井液性能的影響。深水井儲(chǔ)層高溫條件下，鉆井液的處理劑會(huì)發(fā)生氧化降解、交聯(lián)或去水化的現(xiàn)象，使處理劑的效能降低或完全失效，從而嚴(yán)重影響鉆井液體系的流變性能、濾失性能以及抗污染能力等，進(jìn)而影響到深水鉆井施工的進(jìn)行。

(3)高密度對(duì)鉆井液性能的影響。隨著海洋深水鉆井深度的增加，井底壓力系數(shù)增大，需要增大鉆井液的密度以平衡地層壓力。而鉆井液密度的增大會(huì)影響鉆井液的綜合性能，如鉆井液的流變性、沉降穩(wěn)定性、抑制性、潤(rùn)滑性以及濾失造壁性難以控制，還存在固相難以清除、井壁失穩(wěn)及處理劑用量過大等問題。

(4)淺層氣及氣體水合物的形成對(duì)鉆井液性能的影響。在深水條件下鉆井時(shí)，如鉆遇淺層氣，氣體混入鉆井液中會(huì)減小鉆井液的密度，增大鉆井壓力。若在合適的溫度和壓力條件下，天然氣與鉆井液中的自由水還可能產(chǎn)生氣體水合物，使鉆井液的黏度和密度增大，性能下降[13]。

1.2 技術(shù)對(duì)策

針對(duì)深水高溫高密度鉆井液技術(shù)難點(diǎn)分析結(jié)果，為滿足深水高溫高壓條件下對(duì)鉆井液體系的性能要求，需要鉆井液體系具有良好的綜合性能，既要避免鉆井液在低溫環(huán)境下出現(xiàn)黏度和密度增大導(dǎo)致井漏的風(fēng)險(xiǎn)，又要防止鉆井液體系在高溫高壓條件下降解失效而降低攜巖效果。因此，需要研制及優(yōu)選抗高溫處理劑(增黏提切劑、降濾失劑)和水合物抑制劑等核心處理劑，構(gòu)建一套深水高溫高密度鉆井液體系，以滿足深水鉆井施工的需要。

2 抗220 ℃深水高密度鉆井液體系配方優(yōu)選

2.1 抗高溫增黏提切劑的優(yōu)選

由于深水高溫高密度鉆井液面臨的環(huán)境特別復(fù)雜，流變性調(diào)控要求更加苛刻，急需一種既能抗鹽又能抗溫的增黏提切聚合物材料。從聚合物分子結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)出發(fā)，成功研制了抗高溫的鉆井液增黏材料——溫敏締合物HTV-8。室內(nèi)對(duì)比評(píng)價(jià)了HTV-8與國(guó)內(nèi)外其它增黏提切劑(Driscal D、F-4)在淡水基漿中的增黏效果，基漿配方為：淡水+3%評(píng)價(jià)土+2%增黏提切劑，老化條件為220 ℃×16 h，結(jié)果見表1。

由表1可知，在淡水基漿中加入不同類型的增黏提切劑后，表觀黏度(AV)和動(dòng)切力(YP)均明顯提高，加入3種增黏提切劑后滾前塑性黏度(PV)和動(dòng)切力相差不大；但經(jīng)過220 ℃滾動(dòng)老化16 h后，加入HTV-8后的黏度和動(dòng)切力明顯高于其它兩種增粘提切劑，說明HTV-8具有良好的抗高溫性能。因此，選擇HTV-8作為鉆井液體系的抗高溫增黏提切劑。

表1 不同類型增黏提切劑在淡水基漿中的增黏效果

2.2 抗高溫降濾失劑的優(yōu)選

室內(nèi)選擇褐煤樹脂、磺化酚醛樹脂和磺化瀝青作為鉆井液體系的主要降濾失劑，評(píng)價(jià)在基漿中加入不同降濾失劑組合(A:3%SMP-2+5%SPNH+3%DYFT-2；B:4%SMP-2+4%SPNH+3%DYFT-2；C:3%SMP-2+4%SPNH+3%DYFT-2)時(shí)體系的降濾失性能，基漿配方為：1.5%海水土漿+0.2%Na2CO3+0.3%NaOH+0.3%PAC-LV+2%HTV-8+降濾失劑+3%JLX-C+重晶石加重至2.1 g·cm-3，老化條件為220 ℃×16 h，結(jié)果見圖1。

圖1 不同降濾失劑組合下的降濾失效果Fig.1 Filtration effects of different filtrate reducers

由圖1可知，在相同的實(shí)驗(yàn)條件下，降濾失劑組合B的API濾失量(FLAPI)和HTHP濾失量(FLHTHP)均小于其它兩組。因此，選擇4%SMP-2+4%SPNH+3%DYFT-2作為鉆井液體系的抗高溫降濾失劑。

2.3 水合物抑制劑的優(yōu)選

基于經(jīng)濟(jì)和對(duì)鉆井液性能影響的角度出發(fā)，室內(nèi)主要考察無機(jī)鹽和有機(jī)鹽的抑制水合物生成能力，通過高壓動(dòng)態(tài)模擬水合物熱力學(xué)條件測(cè)試儀評(píng)價(jià)鉆井液中不同水合物抑制劑的抑制效果，結(jié)果見圖2。

圖2 不同水合物抑制劑的抑制效果Fig.2 Inhibiting effects of different hydrate inhibitor

由圖2可知，無機(jī)鹽NaCl和有機(jī)鹽KCOOH均具有較好的水合物抑制能力，使用5%NaCl+10%KCOOH復(fù)配時(shí)，鉆井液在30 MPa和20 MPa壓力下形成水合物的臨界溫度分別為6 ℃和4 ℃，可以有效抑制水合物的生成。

2.4 鉆井液體系配方確定

室內(nèi)通過對(duì)抗高溫增黏提切劑、抗高溫降濾失劑以及水合物抑制劑的優(yōu)選，最終確定抗220 ℃深水高密度鉆井液體系的配方為：1.5%海水土漿+0.2%Na2CO3+0.3%NaOH+0.3%PAC-LV+2%HTV-8+4%SMP-2+4%SPNH+3%DYFT-2+5%NaCl+10%KCOOH+3%JLX-C+重晶石加重至2.1 g·cm-3。

3 抗220 ℃深水高密度鉆井液體系的性能評(píng)價(jià)

3.1 低溫-高溫-低溫流變性能評(píng)價(jià)

室內(nèi)采用深水全過程鉆井液循環(huán)模擬裝置開展鉆井液體系“低溫-高溫-低溫”循環(huán)性能測(cè)試，結(jié)果見表2。

表2 鉆井液體系低溫-高溫-低溫流變性能評(píng)價(jià)

由表2可知，隨著溫度的變化，鉆井液體系的黏度和動(dòng)切力變化趨于平穩(wěn)，能夠滿足目標(biāo)區(qū)塊深水高溫高壓作業(yè)對(duì)鉆井液性能的要求。

3.2 抗高溫性能評(píng)價(jià)(表3)

由表3可知，隨著老化溫度的逐漸升高，鉆井液體系黏度、動(dòng)切力和濾失量的變化幅度均較小。表明構(gòu)建的抗220 ℃深水高密度鉆井液體系具有良好的抗高溫性能，能夠滿足深水鉆井現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的要求。

表3 鉆井液體系抗高溫性能評(píng)價(jià)

3.3 抑制性能和潤(rùn)滑性能評(píng)價(jià)

表4為鉆井液體系的抑制性能和潤(rùn)滑性能評(píng)價(jià)，其中滾動(dòng)回收率實(shí)驗(yàn)用鉆屑取自目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層，老化條件為220 ℃×16 h。

表4 鉆井液體系抑制性能和潤(rùn)滑性能評(píng)價(jià)

由表4可知，該鉆井液體系對(duì)目標(biāo)區(qū)塊儲(chǔ)層鉆屑的滾動(dòng)回收率可以達(dá)到90%以上，而泥餅黏滯系數(shù)低至0.136 3。表明構(gòu)建的抗220 ℃深水高密度鉆井液體系具有良好的抑制性能和潤(rùn)滑性能。

3.4 沉降穩(wěn)定性能評(píng)價(jià)

采用靜態(tài)沉降儀評(píng)價(jià)鉆井液體系的沉降穩(wěn)定性，實(shí)驗(yàn)時(shí)間為24 h，結(jié)果見表5。

表5 鉆井液體系的沉降穩(wěn)定性能評(píng)價(jià)

由表5可知，當(dāng)溫度為30 ℃和90 ℃時(shí)，鉆井液體系的沉降因子分別為0.503和0.505。表明構(gòu)建的抗220 ℃深水高密度鉆井液體系具有良好的沉降穩(wěn)定性。

3.5 抗污染能力評(píng)價(jià)

室內(nèi)采用CaCl2、MgCl2、鉆屑作為污染物評(píng)價(jià)鉆井液體系的抗污染能力，老化條件為220 ℃×16 h，結(jié)果見表6。

表6 鉆井液體系抗污染能力評(píng)價(jià)

由表6可知，鉆井液體系中加入1.2%CaCl2、1.2%MgCl2和15%鉆屑后，黏度、動(dòng)切力和濾失量均有所增大，但變化幅度不大。表明構(gòu)建的抗220 ℃深水高密度鉆井液體系具有良好的抗污染能力，能較好地滿足現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的要求。但在鉆井過程中應(yīng)控制好鉆井液中的固相含量，以確保安全鉆井。

3.6 水合物抑制能力評(píng)價(jià)

室內(nèi)評(píng)價(jià)抗220℃深水高密度鉆井液體系在4 ℃、20 MPa條件下水合物的生成狀況，實(shí)驗(yàn)時(shí)間30 h。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，實(shí)驗(yàn)過程中溫度和壓力一直保持穩(wěn)定；通入甲烷氣體，經(jīng)過30 h恒溫后開釜，發(fā)現(xiàn)有大量氣泡冒出，但無水合物顆粒，說明甲烷氣體只是溶解在鉆井液體系中，而沒有形成氣體水合物。表明構(gòu)建的抗220 ℃深水高密度鉆井液體系具有良好的水合物抑制能力。

3.7 儲(chǔ)層保護(hù)性能評(píng)價(jià)

室內(nèi)參照SY/T 6540-2002《鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評(píng)價(jià)方法》，采用JHDS高溫高壓動(dòng)失水儀評(píng)價(jià)抗220 ℃深水高密度鉆井液體系的儲(chǔ)層保護(hù)效果，實(shí)驗(yàn)用巖心為目標(biāo)儲(chǔ)層天然巖心，實(shí)驗(yàn)用流體為標(biāo)準(zhǔn)鹽水，結(jié)果見表7。

表7 鉆井液體系儲(chǔ)層保護(hù)性能評(píng)價(jià)

由表7可知，對(duì)不同滲透率巖心而言，經(jīng)過鉆井液體系污染后的滲透率恢復(fù)值均在85%以上。表明構(gòu)建的抗220 ℃深水高密度鉆井液體系具有良好的儲(chǔ)層保護(hù)效果。

4 結(jié)論

(1)通過聚合物分子結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，成功研制了能夠抗高溫的鉆井液增黏材料——溫敏締合物HTV-8；通過室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)，確定了抗高溫降濾失劑為4%SMP-2+4%SPNH+3%DYFT-2，水合物抑制劑為5%NaCl+10%KCOOH；并在此基礎(chǔ)上，構(gòu)建了一套抗220 ℃深水高密度鉆井液體系。

(2)抗220 ℃深水高密度鉆井液體系性能評(píng)價(jià)結(jié)果表明，該體系具有良好的低溫-高溫-低溫流變性、抗高溫性、抑制性、潤(rùn)滑性、沉降穩(wěn)定性、抗污染能力、水合物抑制能力以及儲(chǔ)層保護(hù)性能，能夠滿足深水高溫高壓環(huán)境下鉆井作業(yè)對(duì)鉆井液性能的要求。