長慶隴東地區上清液配鉆井液技術研究及應用

郭懷軍，雷江

（1.長慶油田工程監督處；2.川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院，陜西 西安 710018）

1 上清液制備鉆井液主要影響因素分析

1.1 隴東地區上清液基本情況

現場收集長慶隴東地區具有代表性的兩種上清液樣品，測試數據如表1所示。

表1 上清液基本性能

從表1可以看出，長慶隴東地區兩個上清液樣品除色度外，pH、密度、黏度等數據基本接近于清水，上清液樣品COD值在1～3萬mg/L之間，不同上清液的COD值差異較大，上清液中的含砂量在0.3%～0.5%之間，需要在使用前進行除砂處理。

1.2 上清液離子成分分析

通過對現場上清液樣品的主要離子成分進行了分析，實驗結果如表2所示。由測試結果可知，上清液中離子成分主要以Ca2+、Mg2+、K+，Na+及Cl-為主，同時存在HCO-、SO2-等，上清液樣品的礦化度在0.6～1.3萬mg/L。由于高礦化度及硬度，會影響膨潤土的水化分散和聚合物分子鏈的伸展和溶解，導致鉆井液性能不足，如鉆井液黏/切力偏低，降濾失性能難以控制等。可見高礦化度和水體硬度是影響配制鉆井液的主要因素之一。

表2 上清液主要離子成分分析

1.3 上清液生化分析

根據SYT 0532-2012《油田注入水細菌分析方法絕跡稀釋法》標準，采用生化培養箱在35℃條件下，對收集的上清液樣品進行“SRB、FB、TGB”三種菌落的含量檢測，試驗結果表明，上清液中普遍存在大量細菌且極易繁殖。

上清液細菌含量高，易產生鉆井液添加劑的降解、發酵、失效等效應，從而影響鉆井液體系的性能穩定性，因此，細菌含量高也是影響制備鉆井液的主要因素之一。

1.4 上清液發泡性評價

室內對現場上清液的發泡性能進行了評價。實驗表明，三個樣品均有不同程度的發泡現象，其中1#樣品的發泡率達13%。主要是因為上清液中含有各類添加劑和表面活性劑等組分，在鉆井液使用過程中容易產生氣泡，造成鉆井液性能不穩定，影響了鉆井施工作業。因此，上清液的發泡性能也是影響鉆井液性能穩定性的因素之一。

綜上分析，隴東地區上清液的“高礦化度/水體硬度、高細菌含量及易發泡性”是影響配制鉆井液性能穩定的主要因素。因此，需要對上清液進行預處理后再配制鉆井液進行使用。

2 上清液預處理工藝研究

2.1 上清液水體硬度去除實驗研究

造成上清液礦化度和水體硬度高的根本原因，是由于上清液中存在大量Sr2+、Ca2+、Mg2+、K+、Na+等離子，因此去除或降低上清液中的離子含量是配備鉆井液的重要手段。現有離子去除方法主要有化學去除法和離子交換樹脂法，從經濟性角度考慮，優選使用化學去除法，進行了上清液的主要礦化度和硬度去除實驗研究。而由于2#上清液樣品的礦化度及硬度最高，因此采用2#上清液作為樣品開展評價實驗，最后選擇NT-I作為硬度消除劑。

2.2 上清液殺菌處理劑的優選

細菌含量高，嚴重影響了鉆井液體系的性能穩定，導致鉆井液處理劑的使用量倍增，因此有必要對上清液的殺菌處理劑開展室內優選實驗。由此得出，BC-II對上清液的殺菌效果最好，主要是因為BC-II是一種由陽離子長鏈聚合物、表面活性劑及穩定劑復合而成的廣譜殺菌劑，相對單一性殺菌劑 FC-II和GC-II的效果要好，因此選用 BC-II作為殺菌劑。

2.3 上清液抑泡處理劑優選

實驗選取FR-1、FR-2、FR-3和FR-4 四種試劑作為消泡劑，測試在1#上清液、2#上清液、二者1∶1混合上清液中加入不同消泡劑后的抑泡效果。抑泡結果由好到差依次為： FR-4＞FR-3＞FR-2＞FR-1，究其實原因主要是因為FR-4是屬于有機硅乳液水溶性消泡劑，相比其他丙烯酸酯類或聚醚類消泡劑，其滲透力更強，可迅速改變泡沫表體張力，從而抑制泡沫的產生，因此選擇FR-4作為消泡劑。

2.4 上清液預處理流程及控制參數

根據上述室內實驗結果，結合長慶隴東油井的實際生產情況，確定了上清液預處理工藝流程和參數控制指標。上清液預處理流程：（1）對井口返出的上清液采用除砂沉砂裝置進行除砂；（2）將除砂后的上清液轉入預處理罐中按照以下比例和順序進行處理：上清液+0.1%～0.3%pH調節+0.1～0.3%硬度消除劑+0.05%～0.1%消泡劑+0.05%～0.1%殺菌劑攪拌、沉淀，沉淀后上部清液達到鉆井液配漿要求。

3 上清液配制鉆井液技術研究

3.1 上清液預處理后配制鉆井液工藝

根據隴東地區油井上清液及鉆井液實際使用情況，開展對1#/2#上清液、上清液與清水50∶50混配及清水，三者配制成隴東地區油井常用的低固相鉆井液體系，并對其開展穩定性評價實驗。以此得出，（1）由于1#上清液礦化度和水體硬度較低，預處理后配制的鉆井液性能與清水配制的鉆井液性能相近；（2）2#上清液礦化度、總硬度較高，預處理后配制的鉆井液表觀粘度損失率在10%以內；（3）2#上清液與清水按照50∶50的比例混配后，配制鉆井液表觀黏度損失率可控制在20%以內。因此，經過預處理后的上清液，再與清水混配，能夠滿足現場配制鉆井液性能需要。

3.2 上清液配制鉆井液穩定性評價

為進一步驗證上清液制備的鉆井液的性能穩定性，采用高溫高壓流變儀對上清液制備的鉆井液進行了性能測試。當體系的溫度達到160℃時，體系黏度突降，說明體系最高抗溫160℃。

4 現場試驗情況

4.1 試驗井基本情況

選取長慶隴東預探水平井作為該技術的試驗井，本井為二開水平井：一開井眼尺寸121/4″，二開井眼尺寸8?″，水平段層位長63，水平段長2000m，從800m開始采用低固相鉆井液體系進行鉆進。

4.2 試驗情況

上清液先經由除砂裝置除砂，然后使用優選處理劑去除或降低水體硬度、殺菌劑殺菌、并調整pH和抑泡等一系列預處理，再與生產用水1∶1混合，最后用于現場配制鉆井液。用之該井的上清液經處理前后的水體主要性能的測試數據。

現場從800m開始按照上清液和清水50：50的比例配制鉆井液，鉆井液密度1.25～1.28sg/cm3，FV43s-47s，完井測井期間將鉆井液密度調整至1.30g/cm3。現場試驗表明：配制的鉆井液性能穩定，無變質，失水易控制（穩定在6ml以內），發泡輕微可消除（通過少量消泡劑 FR-4）；試驗井段井壁穩定，井眼清潔，起下鉆及測井無遇阻。

5 結語

（1）長慶隴東油井采用上清液配制鉆井液的影響因素主要是：含砂量、礦化度、硬度、細菌含量、發泡等。（2）通過實驗研究，按照預處理工藝將上清液進行除砂、pH調節、殺菌、硬度消除及抑泡等工藝措施后，上清液的發泡率小于2%，總硬度控制在100mg/L以內，可以達到制備鉆井液的使用條件。（3）對上清液進行預處理后，配制的鉆井液與清水配制的鉆井液（密度1.25～1.30g/cm3），二者高溫高壓流變性基本一致，前者表觀黏度損失率可控制在20%以內。（4）上清液配制鉆井液在試驗期間性能穩定，流變性良好，失水與發泡可控；試驗井段井壁穩定，井眼清潔狀況良好，起下鉆及測井無遇阻，為該技術在長慶隴東地區油井的進一步應用奠定了基礎。