大位移井高效攜巖水基鉆井液實驗研究

李小瑞， 張　宇,， 李寶軍， 張家旗， 黃維安, 鐘漢毅

(1.陜西科技大學 化學與化工學院, 陜西 西安　710021； 2.中國石油川慶鉆探工程有限公司 鉆采工程技術研究院長慶分院, 陜西 西安　710021; 3.中國石油大學(華東) 石油工程學院, 山東 青島　266580 )

0　引言

由于能較大范圍控制含油面積及提高采收率，大位移井技術已成為石油勘探開發(fā)中的重要技術支撐，作為一種復雜結構鉆井技術，對鉆井液性能要求更高[1,2].大位移井與鉆井液密切相關的技術難題包括井壁穩(wěn)定、井眼凈化和潤滑等[3,4].由于大位移井水平位移大、井斜角大，攜巖問題比直井更加突出，易形成巖屑床從而導致井下復雜情況，直接影響大位移井延伸極限[5].Okrajni等[6]、沈偉等[7]認為，在層流狀態(tài)下提高鉆井液動塑比可改善井眼凈化效果，低剪切速率下切力較大的鉆井液能夠提高攜巖效率.近年來，隨著環(huán)保意識增強，水基鉆井液的應用日益廣泛.高性能水基鉆井液由頁巖抑制劑、包被劑、降濾失劑和潤滑劑等組成，具有較強的抑制能力，符合環(huán)保要求，效果與油基鉆井液相當并可降低鉆井成本.國內(nèi)大位移井水基鉆井液技術與國外相比，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[8-10].

大位移井鉆井液應具有的性能：表觀粘度適中，動塑比、低剪切粘度和靜切力值較大，濾失量較低[11]，靜結構力強，滿足靜態(tài)條件下巖屑懸浮或大斜度井段、水平井段的攜巖要求，同時具備一定的耐溫性、抑制性和抗污染性.本文通過室內(nèi)實驗研究，針對大位移井攜巖問題，通過優(yōu)選增粘提切劑、潤滑劑及抗高溫降濾失劑，構建了一套高性能大位移井水基鉆井液，解決了潤滑和高溫穩(wěn)定問題，具有強抑制、低濾失、流變好、抗污染的優(yōu)點，同時可滿足大位移井井眼凈化要求，對以后大位移井鉆井液開發(fā)具有一定的參考價值.

1　大位移井水基鉆井液配方優(yōu)化

1.1　主要試劑和儀器

(1)主要試劑：黃原膠XC，黃原膠生物聚合物PF-VIS，部分水解聚丙烯酰胺PF-PLUS，聚丙烯酰胺PAM，瓜膠，羧甲基纖維素鈉CMC-LV；高粘度羧甲基纖維素CMC-HV，丙烯酰胺與丙酸鹽多元共聚物80A51，包被劑MAN-101，兩性離子包被劑FA367，兩性離子聚合物降濾失劑JT-888，聚合物降濾失劑JT-1，抗高溫聚合物降濾失劑AP220，磺甲基酚醛樹脂SMP-1，抗高溫抗鹽降濾失劑SHO-1，微凝膠高溫高壓降濾失劑CXA-1，褐煤樹脂SPNH，硅氟防塌降濾失劑SF，褐煤類降濾失劑CXB-1；固體潤滑劑HTGR，GR-1，液體潤滑劑SY-A07，聚合醇及極壓潤滑劑SD505；無熒光白瀝青防塌劑WBF-1，陽離子瀝青粉YK-H，低熒光改性瀝青防塌劑GLA，低熒光陽離子防塌劑WFT-666，低熒光防塌瀝青DYFT，磺化瀝青FT-1，包被劑DBF-2，復合金屬離子聚合物FA-367，石大聚胺SDPA，正電性井壁穩(wěn)定劑，多元醇防塌劑SYP-1等.

(2)主要儀器：GJSS-B12K高速攪拌機、泥漿失水量測定儀、GGS42-2高溫高壓失水儀、NF-1高溫高壓粘附儀，青島同春石油儀器有限公司；六速旋轉粘度儀，青島海通達專用儀器有限公司；中國石油大學(華東)泥漿教研室設計的大位移井模擬實驗裝置等.

1.2　增粘提切劑優(yōu)選

以“4%膨潤土漿”為基漿進行増粘提切劑優(yōu)選，増粘提切劑加量為0.5%，測試各實驗漿120 ℃/16 h老化前后的表觀粘度AV、塑性粘度PV及初/終切力G10''/G10''，并以老化前后動塑比τ0/μp、Φ6值為主要考察指標.

由表1可知，PAM、瓜膠的Φ6值較小，在低環(huán)空轉速下不能有效懸浮巖屑；CMC-LV終切過大且動塑比較??；XC、PF-VIS及PF-PLUS在基漿中的動塑比、Φ6值較大，部分水解聚丙烯酰胺PF-PLUS抗溫性好，老化前后流變性變化較小，優(yōu)選PF-PLUS為增粘提切劑.

表1　增粘提切劑優(yōu)選結果

1.3　降濾失劑優(yōu)選

以“4%膨潤土漿”為基漿，加量為3%，進行降濾失劑優(yōu)選，以120 ℃/16 h老化后的API濾失量為主要考核指標.

由圖1可知，各降濾失劑老化后濾失量，MAN-101、FA367、JT-888、SHO-1、CXA-1、SF濾失量較小.其中硅氟防塌降濾失劑SF可提高粘土顆粒聚結穩(wěn)定性，形成致密的濾餅，降低濾失量，同時有機硅分子具有高的鍵能[12]，抗溫性好且對鉆井液粘度影響小，為較優(yōu)降濾失劑.

圖1　降濾失劑優(yōu)選實驗結果

1.4　抗鹽潤滑劑的優(yōu)選

以“4%膨潤土漿400 mL + 0.3%PF-PLUS + 0.6%JT-1 + 3%SD-101 + 3%硅氟防塌降濾失劑SF + 10%NaCl”為基漿，以2%加量進行潤滑劑優(yōu)選，測試各實驗漿120 ℃/16 h老化前后的流變性、濾失性及潤滑性，并以潤滑系數(shù)為主要考核指標.

由圖2可知，極壓潤滑劑SD-505在極壓條件下，在接觸面上生成極壓膜，從而將兩摩擦面隔開，加入SD-505的鉆井液老化前后潤滑系數(shù)較小分別是0.1449、0.1226，選擇SD-505作為較優(yōu)潤滑劑.

圖2　潤滑劑優(yōu)選結果

1.5　封堵類防塌劑優(yōu)選

以“4%膨潤土漿400 mL + 0.3%PF-PLUS + 0.6%JT-1 + 3%SD-101 + 3%硅氟防塌降濾失劑SF”為基漿，進行封堵類防塌劑優(yōu)選，以120 ℃的高溫高壓濾失量為主要考核指標.

由圖3可知，DYFT在磺化瀝青的基礎上接枝了交聯(lián)樹脂成分，不僅具有瀝青的封堵作用，同時增強了材料的剛性和對地層的吸附性，添加DYFT的實驗漿的高溫高壓濾失量最小為13.8 mL，故封堵類防塌劑優(yōu)選DYFT.

圖3　封堵類防塌劑優(yōu)選結果

1.6　頁巖抑制劑優(yōu)選

選用某地層泥頁巖，粉碎、過篩，取2～5 mm巖樣.將350 mL清水和抑制劑溶液裝入老化罐中，加入50 g篩選的巖樣，120 ℃下熱滾16 h.將老化后的液體倒入40目篩網(wǎng)過濾，烘干，冷卻稱重，計算回收率.高分子兩性離子聚合物FA-367具有陰離子和陽離子基團，二者協(xié)同作用可包被泥漿中的細粘土顆粒并形成空間網(wǎng)架結構，增強體系穩(wěn)定性，由圖4可知，F(xiàn)A-367溶液中頁巖回收率最高，故頁巖抑制劑優(yōu)選結果為復合金屬離子聚合物FA-367.

圖4　頁巖抑制優(yōu)選結果

1.7　大位移井水基鉆井液體系優(yōu)化

測定以下擬定鉆井液老化前后的流變性、API濾失量、極壓潤滑系數(shù)、高溫高壓濾失量(120 ℃/3.5 MPa)及泥餅粘附系數(shù)，120 ℃老化16 h，從中優(yōu)選出性能優(yōu)良的體系.

擬定配方如下：

配方1：4%膨潤土漿+0.3%MAN-101+0.3%FA-367+3%SD-101+3.0%硅氟防塌降濾失劑SF+2.0%DYFT+2.5%極壓潤滑劑SD-505+1.0%固體潤滑劑GR-1.

配方2：4%膨潤土漿+0.3%PF-PLUS+0.3%FA-367+3%SD-101+3.0%降濾失劑CXB-1+2.0%DYFT+2.5%極壓潤滑劑SD-505+1.0%固體潤滑劑GR-1.

配方3：4%膨潤土漿+0.3%MAN-101+0.3%FA-367+3%SD-101+3.0%降濾失劑CXB-1+2.5%DYFT+2.5%極壓潤滑劑SD-505+1.5%固體潤滑劑GR-1+0.5%聚胺SDPA.

配方4：4%膨潤土漿+0.3%PF-PLUS+0.6%JT-1+3%SD-101+3.0%硅氟防塌降濾失劑SF+2.5%DYFT+2.5%極壓潤滑劑SD-505+1.5%固體潤滑劑GR-1+0.5%聚胺SDPA.

由表2的實驗結果可知，配方1、2鉆井液體系老化前后流變參數(shù)變化較大，配方3、4變化較小，且配方4體系動塑比較高，API、高溫高壓濾失量低，所以選擇配方4鉆井液體系為最優(yōu)體系.

表2　大位移井水基鉆井液體系優(yōu)化實驗結果

2　大位移井水基鉆井液性能評價

2.1　抑制性

(1)選用2～5 mm鉆屑，進行120 ℃/16 h的滾動分散實驗，對比測試配方4和清水的抑制水化分散能力.配方4的巖屑回收率56.54%遠高于清水的13.33%，所以配方4抑制水化分散能力較強.

(2)選用過100目堿性白土，通過頁巖膨脹實驗，對比測試其抑制水化膨脹能力.由圖5可知配方4抑制水化膨脹能力遠高于清水，膨脹率降低率達63.2%.

圖5　頁巖膨脹實驗結果

2.2　抗溫性

分別在120 ℃、130 ℃條件下熱滾16 h，測定配方4的流變性、濾失性.由表3可知，配方4性能參數(shù)變化很小，可抗130 ℃.

表3　抗溫性評價實驗結果

2.3　抗污染性

在配方4中分別添加5%NaCl、0.5%CaCl2、5%劣土，測試120 ℃/16 h老化前后性能.表4中的實驗結果表明，配方4分別加入5%NaCl、0.5%CaCl2、5%劣土后粘度、切力、濾失量變化不大，抗氯化鈉、抗氯化鈣、抗劣土污染性能良好.

表4　抗污染性評價實驗結果

2.4　潤滑性

采用EP-B極壓潤滑儀和高溫高壓粘附儀，測試配方4的極壓潤滑系數(shù)和高溫高壓泥餅粘附系數(shù)，分別為0.114、0.017，表明其潤滑、降摩阻性能優(yōu)良.

2.5　攜巖性能

使用中國石油大學(華東)泥漿教研室設計的鉆井液循環(huán)模擬實驗裝置進行攜巖實驗，實驗裝置結構原理圖如圖6所示[13].該裝置可以實現(xiàn)井斜角在0 °～90 °內(nèi)連續(xù)變化，控制加砂速度的變化對鉆進速度模擬，還可模擬柔性管、鉆柱偏心度對攜巖效率的影響，利用流量計等精密儀器實現(xiàn)對采集數(shù)據(jù)自動化的功能，模擬井筒采用透明材料制作，可以觀察井筒內(nèi)的巖屑運移情況.實驗過程中通過改變環(huán)空返速、井斜角、鉆桿轉速等條件，以環(huán)空鉆屑濃度為指標評價鉆井液攜巖性能.

鉆井過程中，可通過調(diào)控鉆井液環(huán)空返速及鉆井液性能以達到井眼凈化的目的.但受泵功率限制和井壁穩(wěn)定需要，在滿足大位移井井眼凈化的同時，鉆井液密度、環(huán)空返速不能過大.在大井斜井段使用高動塑比的鉆井液，可形成平板型層流，實現(xiàn)井眼清潔.因此，攜巖模擬實驗應在低環(huán)空返速下進行，鉆井液選用動塑比高的配方4，并研究巖屑、井斜角及鉆桿轉速對井眼凈化的影響.

圖6　鉆井液循環(huán)模擬實驗裝置結構原理圖

在鉆桿轉速150 r/min、偏心度0、井斜角0 °、巖屑粒徑2～3目條件下，改變環(huán)空返速，得到了不同環(huán)空返速下環(huán)空巖屑濃度.由圖7的實驗結果可知，環(huán)空返速較低時，環(huán)空巖屑濃度約為12%，隨著環(huán)空返速的增大，環(huán)空巖屑濃度降低，當環(huán)空返速為0.47 m/s時，環(huán)空巖屑濃度接近0.

圖7　不同環(huán)空返速下巖屑濃度

在鉆桿轉速150 r/min、偏心度0、巖屑粒徑2～3目、環(huán)空返速0.47 m/s條件下，改變井斜角，得到了不同井斜角下環(huán)空巖屑濃度.由圖8可知，井斜角小于15 °時，攜巖效率為100%，隨井斜角的增加，攜巖效率降低，井斜角為60 °時環(huán)空巖屑濃度最大為12%.井斜角為90 °時，環(huán)空巖屑濃度不超過11%.

圖8　不同井斜角下的環(huán)空巖屑濃度

在鉆桿偏心度0，井斜角90 °，環(huán)空返速0.47 m/s，巖屑粒徑6～10目條件下，改變鉆桿轉速，得到了不同鉆桿轉速下環(huán)空巖屑濃度.由圖9可得，巖屑粒徑尺寸影響鉆井液的攜巖效果.鉆桿轉速為0時，攜巖效率為93%，隨鉆桿轉速增大，攜巖效率提高.

圖9　不同鉆桿轉速下環(huán)空巖屑濃度

綜上所述，在較低環(huán)空返速下，動塑比及Φ6值較大的配方4的攜巖效率大于89%，攜巖性能良好.

3　結論

(1)構建了一套大位移井高效攜巖水基鉆井液體系，該體系API濾失量和HTHP濾失量均在10 mL以內(nèi)，極壓潤滑系數(shù)、粘附系數(shù)分別低至0.114、0.017，130 ℃/16 h熱滾前后性能穩(wěn)定，抗NaCl、CaCl2和劣土污染性能好，抑制性強.

(2)通過室內(nèi)實驗驗證，大位移井的攜巖效果受井斜角、環(huán)空返速、鉆桿轉速及巖屑粒徑等因素影響.井斜角增大，攜巖效果變差；提高環(huán)空返速、鉆柱轉速有利于改善井眼凈化效果.構建的大位移井鉆井液體系在較低環(huán)空返速下攜巖效率大于89%，滿足大位移井鉆井需要.