抗220 ℃深水高密度鉆井液體系構建及性能評價

李炎軍，吳志明，徐一龍，向興金，余 意，楊玉豪

(1.中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057；2.長江大學石油工程學院，湖北 武漢 430100；3.湖北省油田化學產(chǎn)業(yè)技術研究院，湖北 荊州 434000)

我國南海海域石油儲量巨大，屬于世界四大海洋油氣富集區(qū)之一，其中70%儲藏于深水區(qū)。隨著陵水17-2氣田的發(fā)現(xiàn)，南海深水勘探有了實質(zhì)性的進展，深水油氣田的開發(fā)迫在眉睫[1-4]。而深水開發(fā)鉆井對鉆井液技術提出了新的挑戰(zhàn)：一方面，深水開發(fā)鉆井引起鉆井窗口進一步變窄，對鉆井液要求更高；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難點及技術對策的基礎上，通過大量室內(nèi)實驗，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，并結合其它處理劑，構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)對鉆井液體系的性能進行了系統(tǒng)評價，以期為南海深水高溫高壓油氣田的勘探與開發(fā)提供技術支持和保障。

1 深水高溫高密度鉆井液技術難點及技術對策

1.1 深水高溫高密度鉆井液技術難點

(1)海洋深水條件下低溫對鉆井液性能的影響。深水區(qū)塊通常在泥線附近會形成一個0～4 ℃范圍的低溫段，鉆至此段時鉆井液在低溫條件下的流變性能會發(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，使鉆井液在井筒中流動的摩擦阻力增大，增加了套管鞋處地層被壓漏的風險[12]。

(2)高溫對鉆井液性能的影響。深水井儲層高溫條件下，鉆井液的處理劑會發(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，進而影響到深水鉆井施工的進行。

(3)高密度對鉆井液性能的影響。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鉆井液性能的影響。在深水條件下鉆井時，如鉆遇淺層氣，氣體混入鉆井液中會減小鉆井液的密度，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 技術對策

針對深水高溫高密度鉆井液技術難點分析結果，為滿足深水高溫高壓條件下對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)黏度和密度增大導致井漏的風險，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。從聚合物分子結構設計出發(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)對比評價了HTV-8與國內(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%評價土+2%增黏提切劑，老化條件為220 ℃×16 h，結果見表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)和動切力相差不大；但經(jīng)過220 ℃滾動老化16 h后，加入HTV-8后的黏度和動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，評價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，在相同的實驗條件下，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)濟和對鉆井液性能影響的角度出發(fā)，室內(nèi)主要考察無機鹽和有機鹽的抑制水合物生成能力，通過高壓動態(tài)模擬水合物熱力學條件測試儀評價鉆井液中不同水合物抑制劑的抑制效果，結果見圖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，無機鹽NaCl和有機鹽KCOOH均具有較好的水合物抑制能力，使用5%NaCl+10%KCOOH復配時，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價

3.1 低溫-高溫-低溫流變性能評價

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)性能測試，結果見表2。

表2 鉆井液體系低溫-高溫-低溫流變性能評價

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

3.2 抗高溫性能評價(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、動切力和濾失量的變化幅度均較小。表明構建的抗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)場應用的要求。

表3 鉆井液體系抗高溫性能評價

3.3 抑制性能和潤滑性能評價

表4為鉆井液體系的抑制性能和潤滑性能評價，其中滾動回收率實驗用鉆屑取自目標區(qū)塊儲層，老化條件為220 ℃×16 h。

表4 鉆井液體系抑制性能和潤滑性能評價

由表4可知，該鉆井液體系對目標區(qū)塊儲層鉆屑的滾動回收率可以達到90%以上，而泥餅黏滯系數(shù)低至0.136 3。表明構建的抗220 ℃深水高密度鉆井液體系具有良好的抑制性能和潤滑性能。

3.4 沉降穩(wěn)定性能評價

采用靜態(tài)沉降儀評價鉆井液體系的沉降穩(wěn)定性，實驗時間為24 h，結果見表5。

表5 鉆井液體系的沉降穩(wěn)定性能評價

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

3.5 抗污染能力評價

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

表6 鉆井液體系抗污染能力評價

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、動切力和濾失量均有所增大，但變化幅度不大。表明構建的抗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)場應用的要求。但在鉆井過程中應控制好鉆井液中的固相含量，以確保安全鉆井。

3.6 水合物抑制能力評價

室內(nèi)評價抗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，實驗時間30 h。結果發(fā)現(xiàn)，實驗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 儲層保護性能評價

室內(nèi)參照SY/T 6540-2002《鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評價方法》，采用JHDS高溫高壓動失水儀評價抗220 ℃深水高密度鉆井液體系的儲層保護效果，實驗用巖心為目標儲層天然巖心，實驗用流體為標準鹽水，結果見表7。

表7 鉆井液體系儲層保護性能評價

由表7可知，對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值均在85%以上。表明構建的抗220 ℃深水高密度鉆井液體系具有良好的儲層保護效果。

4 結論

(1)通過聚合物分子結構設計，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)模擬實驗，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；并在此基礎上，構建了一套抗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價結果表明，該體系具有良好的低溫-高溫-低溫流變性、抗高溫性、抑制性、潤滑性、沉降穩(wěn)定性、抗污染能力、水合物抑制能力以及儲層保護性能，能夠滿足深水高溫高壓環(huán)境下鉆井作業(yè)對鉆井液性能的要求。