海上高溫高壓油井鉆井液發(fā)展現(xiàn)狀

陳忠華(中海油田服務(wù)股份公司，天津 300459)

0 引言

隨著國內(nèi)外對石油消費需求的不斷增加和油氣資源儲量的進一步開采，海上油氣勘探開發(fā)逐步向深層和超深層地層發(fā)展，鉆遇高溫高壓地層也越來越頻繁。比如美國、前蘇聯(lián)等已開采地區(qū)的地溫梯度平均達4.0 ℃/100 m、井底最高壓力超過110 MPa、井底溫度超過200 ℃，鉆井液密度高達2.20 g/cm3。國內(nèi)南海東部海域以及崖城、陵水、樂東和南海中南部海域的作業(yè)環(huán)境復(fù)雜，井底溫度大于200 ℃的深井、超深井也普遍增多，其中樂東、崖城區(qū)塊井底溫度最高達到240 ℃。海上高溫高壓井的開發(fā)難度非常大，一方面：要求使用高密度鉆井液來平衡高地層壓力；另一方面：海上高溫高壓井的泥線溫度一般為0～20 ℃，而井底溫度很多超過200 ℃，鉆井液的性能同時面臨著高溫和低溫的考驗。

海上高溫高壓油氣藏存在著海水較深，泥線的溫度較低和下部深層井段溫度較高，壓力較大的特點。鉆井液應(yīng)用方面主要存在以下4個難點：(1)海水深度較高的作業(yè)井，由于上部是密度低的海水，所以其上覆地層壓力較低，上部地層巖石的結(jié)構(gòu)疏松，膠結(jié)強度較低，容易出現(xiàn)坍塌壓力高，井壁易失穩(wěn)，易漏失的問題；(2)海上作業(yè)井的泥線溫度一般為0～4 ℃，低溫的作業(yè)環(huán)境可能導致隔水管井段鉆井液的黏度和切力增大，流變性能變差，還可能出現(xiàn)顯著的膠凝現(xiàn)象，導致鉆井液調(diào)控困難，ECD大幅波動而產(chǎn)生井漏、井壁失穩(wěn)等復(fù)雜事故；(3)海上高溫高壓井的井底溫度一般超過200 ℃，鉆井液的聚合物處理劑在高溫情況下易分解、降解或高溫交聯(lián)，導致鉆井液體系出現(xiàn)黏度切力大幅降低或升高，甚至出現(xiàn)鉆井液凝膠或固化，失去流動性等鉆井液流變性惡化現(xiàn)象；(4)海上高溫高壓區(qū)塊的地層壓力較高，作業(yè)的鉆井液體系密度較高，高密度的鉆井液存在固相含量高、加重材料易沉降、鉆井液流變性能、濾失性能和ECD不易控制等難題，可能會導致憋泵卡鉆、井底漏失、井噴溢流等復(fù)雜事故[1-4]。

1 海上高溫高壓油井鉆井液應(yīng)用現(xiàn)狀

1.1 高溫高壓水基鉆井液

國外在海上高溫高壓水基鉆井液體系及鉆井液處理劑方面研究起步較早，且研究系統(tǒng)、全面[5-6]。大型的油服公司均研發(fā)出自己的高溫高壓水基鉆井液體系，比如Milpark研發(fā)的Pyro-Drill鉆井液是以改性磺化褐煤和鉻褐煤為主要處理劑，添加抗高溫有機包被劑和其他抗高溫處理劑配置，Pyro-Drill鉆井液抗溫可達201 ℃，而且具有一定的抗鹽和抗水侵能力，但是也存在體系的抑制性能相對較差的問題；Baroid公司研發(fā)的Polynox鉆井液，其抗溫超過200 ℃，高溫高壓濾失量較低，而且在含鈣高的地層中應(yīng)用時，體系性能穩(wěn)定；Baker Hughes公司的PERFORMAX鉆井液，結(jié)合了聚合醇的濁點作用和鋁的化合作用相，大大提高了體系的抑制性，對頁巖地層的孔隙和微裂縫具較強的封堵作用，能夠提高機械鉆速；麥克巴的Durather鉆井液抗溫在260 ℃以上，密度可達2.40 g/cm3，體系抗溫能力強，熱穩(wěn)定性好，抗污染能力強；麥克巴公司的低膠體PHPA鉆井液體系的抗溫性能在260 ℃以上，而且體系在高溫下與油基鉆井液類似，流變性能變化很小，該體系在美國多口井中應(yīng)用效果良好，其中一口井的井深為6 089 m、井下溫度為236 ℃；EXXON的無毒高溫EHT鉆井液，在井底溫度最高達215.5 ℃，鉆井液密度達1.86 g/cm3的陸地和海上鉆井中成功應(yīng)用；殼牌公司的超高溫高密度甲酸銫鉆井液，體系采用可完全水溶的甲酸銫為加重材料，在不加固體加重劑的情況下密度可達2.37 g/cm3，已成功應(yīng)用超過100口海上大斜度大位移井、高溫高壓井，現(xiàn)場最高密度可達2.25 g/cm3，最高溫度可達220 ℃；Chevorn服務(wù)公司的分散性褐煤-聚合物鉆井液在墨西哥灣的鉆井中應(yīng)用廣泛，該體系在密西西比海域鉆進一口井深7 178.04 m，井底溫度 212.8 ℃的作業(yè)井，密度2.088 g/cm3，鉆井液性能穩(wěn)定，具有較強的抗污染能力、抑制能力，對環(huán)境的影響較小。

與國外相比，我國在海上高溫高壓水基鉆井液技術(shù)研究方面起步較晚，整體水平與國外還存在差距，但也在不斷地進步與發(fā)展。許明標等[7]研究出一種抗溫可達240 ℃的抗高溫水基鉆井液體系，體系中加入了一種使用反相乳液聚合方式研制出的油包水型抗高溫增黏護膠劑MG-H，其具有球狀高分子柔性搭接、增強懸浮穩(wěn)定性作用和半剛性微粒黏度特性，能實現(xiàn)對鉆井液黏度、潤滑、濾失性能的綜合控制；中海油服COSL公司羅健生等[8]研究出一套無土相、強抑制、高性能HEM聚胺水基鉆井液，其現(xiàn)場應(yīng)用密度達到1.94 g/cm3，最高井溫為160 ℃，成功解決了深水低溫流變性差、氣體水合物危害、井壁失穩(wěn)、漏失等難題；2017年，在HEM水基鉆井液基礎(chǔ)上，通過研制抗高溫降濾失劑DRISTEMP、HTFL，將HEM鉆井液體系的抗溫性能提高到180 ℃；林四元等[9]在常規(guī)的聚磺鉆井液中引入新型抗高溫聚合物Calovis HT、POROSEAL，室內(nèi)評價該鉆井液密度可達2.30～2.40 g/cm3、抗高溫可達200～220 ℃。該體系在鶯歌海盆地壓力系數(shù)2.20～2.40、溫度190～200 ℃的高溫高壓井中應(yīng)用效果良好，解決了常規(guī)聚磺鉆井液體系中高溫下性能控制困難的難題。

1.2 高溫高壓油基鉆井液

油基鉆井液具有良好的潤滑性能和抑制性能，其熱穩(wěn)定性也可達200 ℃以上，所以在井壁易垮塌、高溫高層等復(fù)雜地層作業(yè)，一般首先考慮使用油基鉆井液。

國外油基鉆井液在海上高溫高壓井的應(yīng)用要遠遠多于水基鉆井液，高溫高壓油基鉆井液技術(shù)已經(jīng)非常成熟[10-11]。麥克巴公司研發(fā)的VERSACLEA低毒逆乳化油包水鉆井液體系，具有很強抗溫性(＞230 ℃)，曾在LD22-1-7井、YC13-1調(diào)整井項目等成功應(yīng)用，井底溫度超過207 ℃；Bechtel公司的低粘低毒LVT鉆井液體系，在加利福尼亞的一口井深7 327 m的超深井943-29R井中成功應(yīng)用，該井井底溫度超過260 ℃，而且鉆遇易坍塌泥巖段；斯倫貝謝公司研發(fā)了一種抗溫260 ℃、密度可達2.04 g/cm3的超高溫油基鉆井液RHADIANT，該體系在泰國灣一口井使用，井底最高靜止溫度222 ℃，電測靜止長達90 h未發(fā)生漏失，鉆井液表現(xiàn)出優(yōu)越的高溫熱穩(wěn)定性能；哈里伯頓公司研發(fā)了一種以全氟聚醚油(PFPE)為基礎(chǔ)油的超高溫氟基逆乳化鉆井液，體系抗溫達到315 ℃以上，具有良好的熱穩(wěn)定性能、潤滑性能、頁巖抑制性能、抗污染和抗腐蝕性能；國際石油公司采用柴油或者低毒礦物油為基油，添加聚合物降濾失劑、有機土和乳化劑等核心助劑形成了研制全油鉆井液體系，該體系抗溫可達204 ℃下，現(xiàn)場60多口井的應(yīng)用表明全油基鉆井液體系具有良好的應(yīng)用性能。

國內(nèi)在海上高溫高壓油基鉆井液的研究起步較晚，無論是技術(shù)水平還是應(yīng)用方面都與國外差距很大。國內(nèi)以前的海上高溫高壓井一般采用國外油基鉆井液技術(shù)，如南海西部LD22-1-7井井底溫度最高達到207 ℃，密度最高可達2.24 g/cm3,使用了麥克巴Versaclean HT體系；YC21-1-4井井底最高溫度達到197 ℃，密度最高可達2.34 g/cm3，使用了Baker OBM體系。近年來，COSL和長江大學研發(fā)的油基鉆井液PDF-MOM在南海地區(qū)進行試用，該體系可抗220 ℃高溫，現(xiàn)場應(yīng)用效果良好。

1.3 高溫高壓恒流變合成基鉆井液

海上深水鉆井過程中，鉆井液面臨泥線溫度低但井底溫度高、鉆井液流變性難于調(diào)控等問題。尤其是在鉆探海上高溫高壓井時，井底溫度較高，最高可達到200 ℃以上，泥線到鉆井平臺的溫度較低，一般只有0～20 ℃。這就要求所用的高溫高壓高密度鉆井液體系在高溫和低溫流變性變化不大，具有恒流變的功能。恒流變合成基鉆井液體系是指在傳統(tǒng)合成基鉆井液的基礎(chǔ)上通過處理劑的優(yōu)化和改性發(fā)展起來的一種適合深水鉆井的新型鉆井液體系，體系的黏度、切力受溫度和壓力的影響小，具有降低循環(huán)當量密度、有效防止重晶石沉降、減少漏失等優(yōu)點。

Schlumberger MI SWACO開發(fā)了一種恒流變合成基鉆井液體系RHELIANT PLUS，該體系通過使用新的流型調(diào)節(jié)劑，使鉆井液流變性能受溫度影響小，井眼清潔及懸浮重晶石能力強，有利于ECD 及鉆井液漏失的控制，最高密度可以達到2.16 g/cm3，抗溫可以達到177 ℃；Halliburton Baroid推出了一種恒流變合成基鉆井液ACCOLADE，體系的合成基基液由毒性較低可生物降解的酯和內(nèi)烯烴組成，不含有機土，抗溫可達150 ℃，在墨西哥灣深水區(qū)作業(yè)，體系流變性能穩(wěn)定，ECD波動小，無井下復(fù)雜事故發(fā)生；Steve Young 等研發(fā)出一種恒流變鉆井液體系 New Flat Rheology System，該該體系通過一種復(fù)合乳化劑提高鉆井液的乳化、潤濕和潤滑性能，體系密度最高密度可達2.17 g/cm3，抗溫可達180 ℃。

國內(nèi)高溫高壓恒流變合成基鉆井液技術(shù)發(fā)展與國外技術(shù)相差較小，近年來發(fā)展較為成熟。中海油服COSL公司羅健生等[12-14]以運動黏度較低的深水煤制油為基油，體系中加入少量有機土和具有乳化功能的聚合物作為增粘劑。該體系低溫高壓流變性能穩(wěn)定，抗鉆屑污染的能力強，能滿足深水鉆井作業(yè)的要求；胡文軍等[15]以低黏度的氣制油Saraline 185 V為基油，構(gòu)建了深水恒流變合成基鉆井液FLAT-PRO體系。該體系在南海西部某油田應(yīng)用數(shù)口井，其中水深近2 500 m，泥線溫度2.33 ℃，最深井深超過5 000 m。在整個鉆井作業(yè)過程中，F(xiàn)LAT-PRO鉆井液流變性變化平穩(wěn)，攜巖能力強，潤滑性好，井壁穩(wěn)定，起下鉆順利，電測成功，下套管一次到位；使用成本低、環(huán)保且低溫流動性好的大豆油乙酯生物柴油作為基礎(chǔ)油，構(gòu)建了一套密度為1.2 g/cm3的生物柴油基恒流變鉆井液體系。該體系可以在油水比為90∶10，溫度為2～90 ℃條件下保持恒流變性，抗溫可達160 ℃，可抗5%的海水和10%的頁巖屑污染，環(huán)保性能優(yōu)良。

2 海上高溫高壓鉆井液存在的問題

盡管國內(nèi)在海上高溫高壓鉆井液研究方面開展的工作較多，且部分指標接近或領(lǐng)先于國外，但從整體情況看，國內(nèi)還缺乏專用的鉆井液處理劑，與國外技術(shù)還存在較大差距。國內(nèi)海上高溫高壓鉆井液技術(shù)主要存在以下6個問題：

(1)鉆井液處理劑在高溫高壓條件下失效問題。海上鉆井中由于可能受臺風等因素影響，鉆井液一般要求至少保持穩(wěn)定的性能。而鉆井液處理劑長時間在高溫高壓條件下容易高溫增稠、膠凝，或者超高溫降解失效；

(2)加重材料沉降問題。鉆井液在高溫高壓條件下需要加入大量的重晶石鐵礦粉等加重材料平衡地層壓力，加重材料容易發(fā)生沉降，破壞鉆井液的長期沉降穩(wěn)定性能；

(3)鉆井液流變性調(diào)控和ECD控制問題。高溫高壓條件下，鉆井液的固相含量較高，流變性調(diào)控困難，起下鉆過程壓力激動和抽汲壓力增大，可能導致窄密度壓力窗口地層因為ECD波動過大而發(fā)生噴漏復(fù)雜情況；

(4)井壁穩(wěn)定性和防漏堵漏問題。在高溫高壓井泥頁巖井段等敏感地層鉆進時，要加強泥漿的高溫高壓濾失造壁性和封堵防塌能力，防止泥頁巖膨脹、縮徑或垮塌，造成井壁失穩(wěn)。在高溫高壓井裂縫性地層、多壓力體系地層或者窄壓力窗口等復(fù)雜地層鉆進時，極易發(fā)生溢流、井涌、井噴、井漏等復(fù)雜情況，需要提高鉆井液的抑制封堵性和相應(yīng)的防漏堵漏技術(shù)；

(5)潤滑防卡問題。高溫高壓鉆井液固相含量較高，而且深水高溫高壓井的井眼結(jié)構(gòu)一般較為復(fù)雜，鉆進過程中的摩阻扭矩大，特別是在高難度大斜度井或大位移井中，鉆井液的潤滑阻卡性能要求更高；

(6)環(huán)境保護問題。高溫高壓鉆井液體系中的部分添加劑加量較大，色度較深，而且生物毒性高對環(huán)境污染大，廢棄泥漿的后續(xù)處理方法困難，成本較高，需要研制出生物毒性較低的鉆井液處理劑，解決海上高溫高壓鉆井液環(huán)境污染大、排放難、處理成本高的難題。

3 海上高溫高壓鉆井液的發(fā)展方向

隨著海上油氣資源的勘探和開發(fā)，海上深層和超深層區(qū)塊的鉆井也越來越頻繁。比如我國南海地區(qū)的高溫高壓勘探區(qū)域已從東方區(qū)域擴展到崖城、陵水、樂東及其他的南海中南部海域。作業(yè)井的井深更深，井底溫度和井底壓力更高，預(yù)計溫度可達250～275 ℃，壓力可達140 MPa(壓力系數(shù)2.3～2.4，壓力窗口極窄)，作業(yè)環(huán)境更加困難復(fù)雜。要想實現(xiàn)海上高溫高壓資源的全面開發(fā)，仍面臨巨大技術(shù)挑戰(zhàn)，需要解決的關(guān)鍵技術(shù)主要有：

(1)水基鉆井液。國內(nèi)海上高溫高壓水基鉆井液大部分研究僅局限在實驗室合成，研究的針對性還不強，缺乏專用的鉆井液處理劑，應(yīng)把研究重點放在以下3個方面：①處理劑的研制。研制高溫高壓降濾失劑、降黏劑、抑制劑、潤滑劑、封堵劑和井壁穩(wěn)定劑等，平衡鉆井液的流變性和高溫高壓濾失量控制的矛盾，優(yōu)化鉆井液配方，進一步提高鉆井液的抗污染和抗溫能力；②環(huán)保性能優(yōu)化。聚磺等水基鉆井液體系存在處理劑加量大、環(huán)境污染大，色度深排放處理困難等問題，在海上應(yīng)用受限。需要研究抗高溫且生物毒性較低的聚合物鉆井液處理劑，形成環(huán)境友好的高溫高壓水基鉆井液；③進一步提高鉆井液抗溫性能。南海高溫高壓勘探區(qū)域?qū)⒂蓶|方區(qū)域擴展到崖城、陵水、樂東及南海中南部海域，預(yù)計溫度可達250～275 ℃，壓力可達140 MPa(壓力系數(shù)2.3～2.4，壓力窗口極窄)，需進一步加強抗240 ℃以上，密度2.4 g/cm3以上高溫高密度水基鉆井液體系的研究。

(2)油基鉆井液。國內(nèi)高溫高壓油基鉆井液應(yīng)用相對不足，主要存在抗高溫聚合物材料的抗溫能力和穩(wěn)定性不足，降濾失劑高溫降失水性能不足加量大等問題?？梢酝ㄟ^改善油基鉆井液的懸浮穩(wěn)定性、流變性、生物毒性和乳化穩(wěn)定性等方面開展研究：①處理劑的研制。研制高性能油基鉆井液高效乳化劑、增黏劑、降濾失劑等處理劑，形成抗溫性能超過220 ℃、密度高于2.4 g/cm3的超高溫高密度油基鉆井液體系；②新型可逆乳化鉆井液體系。新型可逆乳化鉆井液具有較低的濾失量和較高的乳化穩(wěn)定性，通過乳化劑的選擇與研制，優(yōu)化鉆井液的綜合性能；③低毒或無毒油基鉆井液。環(huán)保法規(guī)越來越嚴，油基鉆井液應(yīng)用范圍受限，通過研制或優(yōu)選低芳香烴的礦物油、無芳香烴基油和植物油無毒或低毒基礎(chǔ)油，以及環(huán)?？山到獾奶幚韯?，構(gòu)建環(huán)境友好型的油基鉆井液體系。

(3)恒流變合成基鉆井液。恒流變合成基鉆井液體系的黏度、切力受溫度和壓力的影響小，流變性能穩(wěn)定，是超深水區(qū)域常用的鉆井液體系。目前的關(guān)鍵技術(shù)是開發(fā)出密度大于2.0 g/cm3，抗溫超過180 ℃的高溫高壓恒流變鉆井液體系，高溫下保持體系的恒流變性能可以從以下方面研究：①體系中加入少量有機土和聚合物類增黏劑復(fù)配。要求聚合物在低溫下呈卷曲狀態(tài)，溫度升高時分子鏈會不斷展開，平衡溫度對黏度的影響，保持不同溫度下體系流變性能穩(wěn)定；②體系中加入少量有機土和溫度活化型表面活性劑形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)。該網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)隨溫度升高結(jié)構(gòu)增強，隨溫度降低結(jié)構(gòu)減弱，原理類似于MI-SAWCO公司RHELIANT體系中的流型調(diào)節(jié)劑RHEFLAT。

3 結(jié)語

海上高溫高壓鉆井除了要面臨高溫高壓條件下鉆井液中的各種組分發(fā)生降解、增稠、膠凝、固化，鉆井液性能不易調(diào)整和控制等問題，還要克服深水條件下泥線溫度低井底溫度高、氣體水合物堵塞管匯、井眼清潔差、重晶石沉降等一系列難題。總的來說，過去10 年海上高溫高壓鉆井液技術(shù)得到了快速的發(fā)展，取得了一定成果，高性能高溫高壓水基鉆井液及恒流變合成基鉆井液技術(shù)發(fā)展都比較成熟，但是仍然要加大對海上高溫高壓鉆井液技術(shù)的研究力度。特別是國內(nèi)，近些年對海上高溫高壓鉆井液的技術(shù)的研究主要在于鉆井液配方的室內(nèi)優(yōu)化，缺乏核心產(chǎn)品與技術(shù)的自主研發(fā)，整體上與國外仍有較大差距。國內(nèi)外需要開發(fā)性能更好的海上高溫高壓鉆井液體系，實現(xiàn)海上高溫高壓井安全高效的鉆進，來應(yīng)對海上高溫高壓鉆井越來越多的挑戰(zhàn)與機遇。