013超深井超高温水基钻井液关键技术研究

1、超深井超高温水基钻井液关键技术研究邱正松 黄维安 徐加放 吕开河（中国石油大学（华东）石油工程学院，山东东营，257061）摘要：针对当前超深井高温钻井液的关键技术难题，首先实验分析了膨润土浆超高温作用基本特性；结合胜科1井超深井超高温钻探实际情况，研发出超高温水基钻井液用关键处理剂，深入探讨了它们的作用机理；室内研究结合胜科1井现场实践，探讨了超深井超高温水基钻井液流变性调整基本措施。1 引言随着油气勘探开发的纵深发展，我国深井超深井钻探数量逐年增加。由于超深井钻遇的地层更复杂、井下高温高压以及作业周期长等，对超深井钻井液技术提出了更高的要求，国内外高温深井钻探实践也证明，钻井液技术已成为高

2、温超深井钻探成败的关键。超深井钻井液所面临的主要技术难题如下1,2：第一，钻井液高温稳定性（老化）问题尤为突出。因为在高温作用下，钻井液中的主要有机添加剂可变质、降解和失效；第二，往往高固相含量下的钻井液流变性及滤失性难以维护和调控；第三，往往钻遇多套压力层系地层，安全密度窗口窄，地层承压能力差，塌、漏、卡等复杂情况共存。另外，常遇到的盐膏泥混层的井壁稳定问题较突出，同时对钻井液的抗盐、抗钙、抗固相污染能力提出了更高的要求。在实际高温超深井钻井工程中，上述技术问题往往共存，相互制约，传统的钻井液技术措施，往往顾此失彼，难以协同解决。因此，高温超深井钻井液技术仍是目前国内外未能解决的重大难题。为

3、此，本文针对当前国内高温超深井所面临的钻井液高温稳定性突出问题，开展了较系统的试验研究工作。首先实验分析了膨润土浆超高温作用基本特性；结合胜科1井超深井超高温钻探实际情况，研发出超高温水基钻井液用关键处理剂，深入探讨了它们的作用机理；在室内研究并结合胜科1井现场实践，探讨了超深井超高温水基钻井液流变性调控工艺措施，为超深井超高温钻井液应用工艺提供理论与技术支持。2 膨润土浆高温作用机理研究3,42.1 温度对膨润土浆的影响考察了不同温度16h老化对4%膨润土浆的流变性及滤失性的影响。实验结果见1、图2、图3和图4所示。 图1 老化温度对膨润土浆表观粘度的影响 图2 老化温度对膨润土浆塑性粘度的

4、影响 作者简介：邱正松(1964-)，男(汉族)，山东青岛人，博士，教授，博士生导师，中国石油大学（华东）石油工程学院副院长，主要从事井壁稳定、超深井钻井液、防漏堵漏以及复杂油气层保护等方面的理论及应用技术研究。通讯地址：山东省东营市中国石油大学（华东）石油工程学院泥浆研究室；邮编：257061；电话：（0546）8391679Email： 图3 老化温度对膨润土浆屈服值的影响 图4 老化温度对膨润土浆API滤失量的影响从图1看出，在考察范围内，随老化温度增加，膨润土浆老化后的表观粘度总体变化趋势是先增大再减小，之后再有所增大又减小。其中

5、，增大到峰值的温度为120和220。从图1还可看出，调节pH值前的表观粘度高于调节后的。从图2看出，在考察范围内，膨润土浆老化后的塑性粘度随老化温度增加总体呈先增大再减小的变化趋势；调整pH值会影响膨润土浆的塑性粘度，但对各温度下老化后的膨润土浆影响不一。从图3看出，在考察范围内，随老化温度增加，膨润土浆老化后的的屈服值总体上呈先增加再减小的变化趋势，并且调整pH值为9.0后的值总体上低于调节前的。从图4看出，在考察范围内，随老化温度增加，膨润土浆老化后的API滤失量增大，调整pH值为9.0后，API均有所降低。2.2 pH值对膨润土浆的影响研究中测试了4%膨润土浆在不同pH值下经240/16

6、h后的流变性及滤失性。实验结果见图5、图6、图7和图8所示。 图5 pH值对膨润土浆老化前后表观粘度的影响 图6 pH值对膨润土浆老化前后塑性粘度的影响 图7 pH值对膨润土浆老化前后屈服值的影响 图8 pH值对膨润土浆老化前后API滤失量的影响 从图5至8看出，膨润土浆老化后pH降低，而表观粘度、塑性粘度和API滤失量均明显高于老化前，屈服值老化前后变化不大。在考察范围内，随pH值增加，膨润土浆的表观粘度老化前后均增大，将pH值调到与老化前相同后，表观粘度进一步增大。塑性粘度在老化前后也都随pH值增大而增大，将pH值调到与老化前相同后，塑性粘度降低（pH11除外）。老化前后的屈服值随pH增大

7、缓慢增大；pH不高于9时，将pH值调到与老化前相同后，屈服值变化不明显，pH高于9时，屈服值明显增大。随pH增大，老化前后的API滤失量均降低，将pH值调到与老化前相同后，API滤失量略有下降。 2.3 膨润土含量对膨润土浆老化前后性能的影响 测试了不同膨润土含量的膨润土浆经240/16h后的流变性及滤失性。实验结果见图9、图10、图11和图12所示。 图9 膨润土含量对膨润土浆表观粘度的影响 图10 膨润土含量对膨润土浆塑性粘度的影响 图11 膨润土含量对膨润土浆屈服值的影响 图12 膨润土含量对膨润土浆API滤失量的影响 从图9至12看出，膨润土浆老化后pH降低，表观粘度、塑性粘度增大，屈

8、服值和API滤失量老化前后变化规律性不强。在考察范围内，随膨润土含量增加，膨润土浆的表观粘度老化前后均增大，将pH值调到与老化前相同后，表观粘度有所降低。塑性粘度在老化前后也都随膨润土含量增加而增大，将pH值调到与老化前相同后，塑性粘度降低。老化前后的屈服值随膨润土含量增大基本上呈缓慢增大的变化趋势（个别除外），将pH值调到与老化前相同后，屈服值降低。随膨润土含量增加，老化前后的API滤失量均降低，将pH值调到与老化前相同后，API滤失量略有下降。3 高温水基钻井液处理剂的研制及评价3.1 钻井液用抗高温抗盐降滤失剂SDK-1的研制及评价为解决胜科1超深井深层盐膏层井段欠饱和复合盐水高温钻井液

9、技术难题，新开发了抗温抗盐降滤失剂SDK-1。该产品在欠饱和复合盐水钻井液体系中的降滤失效果好，并且对钻井液的流变性有一定调控作用。以胜科1井3447m井浆为基浆，室内对比评价了SDK-1与SMP-2，实验结果如表1所示。表1 SDK-1与SMP-2对比实验结果（150/16h后60测）实验浆60030063AVmPasPVmPasYPPaFL(mL)/pHHTHP(mL)/pHB号105563252.5493.611.4/8.552.0/8.5C号21513018.515.5107.58528.14.2/9.041/9.0D号1981201613997821.53.8/9.026/9.0注：

10、B号实验浆：胜科1井3447m欠饱和复合盐水井浆+ 3.4%自来水；C号实验浆：B号实验浆 + 5.4%SMP-2胶液（37%）；D号实验浆：B号实验浆 + 5.4% SDK-1胶液。从表1看出，分别加入SMP-2或SDK-1胶液后B浆API滤失量均有所降低，但加入SDK-1后D浆的高温高压滤失量明显比B浆的低，而且流变性相对有所改善。3.2 钻井液用高温流型调节剂SDW-1的研制及评价SDW-1是为解决胜科1超深井高温高固相条件下的流变性调控技术难题而新开发的高温流型调节剂。室内对比评价了SDW-1与FCLS、xy-28的性能，实验浆为胜科1井4155m欠饱和复合盐水井浆 + 2%SD-20

11、2 + 3%SD-101（3-1浆）。结果见表2所示。表2 SDW-1、FCLS和xy-28对比评价实验结果配方60063AVmPasPVmPasYPPaFL(mL)/pHHTHP(mL)/pH3-1浆老化前103262451.52922.53.2/10老化后63181531.51714.54.2/9.510/9.53-1浆+1 %FCLS老化前9618154832162.4/9.5老化后5310826.5179.52.4/9.013/9.03-1浆+ 0.3 %xy-28老化前94201674730173.0/11老化后6016143017133.4/9.512/9.03-1浆 + 0.15

12、%SDW-1老化前9420164728192.4/11老化后401.51201462.0/9.510/9.0注：高温高压失水测试条件为150/3.5MPa。从表2看出，加入不同降粘剂后的实验浆180/16h老化前后的粘度、切力和API滤失量均有所降低，其中，加入SDW-1的实验浆老化后的粘度、切力和API滤失量最低，并且不增加实验浆的高温高压滤失量，而加入FCLS和xy-28的浆老化后的高温高压滤失量均高于实验基浆。总之，SDW-1的降粘效果较好，并且具有一定的降滤失作用。3.3 抗高温抗盐聚合物降滤失剂SDT-1的研制及评价5为解决胜科1井超高温下部井段钻井液滤失造壁性控制技术难题，开发了超

13、高温抗盐聚合物降滤失剂SDT-1。 根据高温抗盐钻井液处理剂分子结构特点，首先进性了高温抗盐聚合物降滤失剂的分子设计，试验优化了合成反应温度、反应时间、引发剂加量、链转移剂加量以及单体配比等主要制备条件，成功研制出抗温达240的聚合物降滤失剂SDT-1。分别在各种钻井液试验浆（淡水基浆，淡水加重基浆，饱和盐水基浆以及CaCl2、NaCl复合盐水基浆）中，系统评价了SDT-1的超高温降滤失性能，简要结果如图13所示。从图13看出，SDT-1在上述各种钻井液试验浆中均具有较好的超高温降滤失作用效果，明显优于国外的超高温聚合物降滤失剂Driscal以及国内的较抗温的降滤失剂。实验表明，新研制的超高温

14、聚合物降滤失剂SDT-1的抗温能力达240，同时抗盐抗钙性能优良。 图13 SDT-1在各种钻井液基浆中的降滤失效果评价结果注： 淡水基浆为：400mL自来水 + 0.8g无水碳酸钠 + 4%二级膨润土 + 3%评价土； 淡水加重基浆为：400mL自来水 + 1.2g无水碳酸钠 + 6%二级膨润土 + 5%评价土 + 30%重晶石； 饱和盐水基浆为：400mL自来水 + 1.2g无水碳酸钠 + 6%二级膨润土 + 10%评价土 + 30%氯化钠； 复合盐水基浆为：400mL自来水 + 0.8g无水碳酸钠 + 4%二级膨润土 + 10%评价土 + 0.5% CaCl2 + 4% NaCl。SDT

15、-1在胜科1井的现场使用结果也表明，在高温高密度欠饱和复合盐水钻井液（240，1.72g/cm3）井底苛刻条件下，超高温降滤失效果明显，可替代国外的超高温聚合物类产品。3.4 超高温抗盐聚合物降粘剂SDT-2的研制及评价针对胜科1井超高温水基钻井液流变性调控需要，同样通过分子结构优化设计、单体及制备工艺条件优化，开发出了抗温达240的超高温抗盐聚合物降粘剂SDT-2。分别在淡水和复合盐水钻井液中评价了SDT-2的降粘效果，简要结果如图14所示。图14 SDT-2在钻井液基浆中的降粘效果评价结果注： 淡水基浆为：400mL自来水 + 1.6g无水碳酸钠 + 8%二级膨润土 + 10%评价土；淡水

16、加重基浆为：400mL自来水 + 1.4g无水碳酸钠 + 7%二级膨润土 + 10%评价土 + 60%重晶石（密度为1.5g/cm3）； 复合盐水基浆为：400mL自来水 + 1.4g无水碳酸钠 + 7%二级膨润土 + 15%评价土 + 0.5% CaCl2 + 4% NaCl。从图14看出，SDT-2在上述钻井液中均具有较好超高温降粘降切作用效果，抗温能力达到240，同时抗盐抗钙性能优良，明显优于国外的高温稀释剂Descofl等产品。SDT-2在胜科1井的现场使用结果也表明，在欠饱和复合盐水钻井液高温高密度（240，1.72g/cm3）苛刻条件下，超高温降粘降切效果明显，可替代国外的抗温聚合

17、物流型调节剂产品，特别适用于深部超高温高压、易塌地层和盐膏泥复杂地层等钻探。4 超深井超高温水基钻井液流变性调控基本措施 通过室内研究及现场实践，总结超深井超高温水基钻井液流变性调控措施主要包括： 尽量降低固相含量，采用有利于流动的合理粒度分布。l 尽量降低膨润土含量：对于高温水基钻井液，在满足携岩和悬浮加重材料的前提下尽量减少膨润土的用量。需要强调的是，近期室内研究结果表明，由于高温水基钻井液中常常含有大量的有机处理剂，按照现行的膨润土含量（MBT）测定标准测试的结果误差较大，这使现场膨润土含量及其流变性的监控存在较大误差、具有一定盲目性。l 尽可能减少加重材料的用量：使用纯度高并且密度较高

18、的加重材料，减少其加入量，降低钻井液中的固相含量，有利于流变性的调控和维护；或者，通过加重材料的表面改性，来降低其对钻井液流变性的影响。l 尽量减少钻屑含量：一方面用好固控设备，如用细目的振动筛，用好除砂器、除泥器和离心机；另一方面是加入适量絮凝剂，使钻井液中的超细颗粒聚结成较大颗粒以便及时除去；超细颗粒（2m）的减少也会直接改善钻井液的流变性，特别有利于降低体系的塑性粘度。 研发抗高温抗盐高密度钻井液降粘剂或流型调节剂l 提高降粘剂的高温降粘能力，主要是增强降粘剂的高温吸附能力和水化能力，即在处理剂分子结构中引入强吸附基团和亲水性强的水化基团。l 提高抑制粘土颗粒高温分散的能力。l 提高钻井

19、液的水化抑制能力：解决好钻井液抑制性与配浆性的矛盾。l 提高处理剂本身的抗温能力：一是提高降粘剂主链的热稳定性；二是提高侧链与主链间键的热稳定性，保证降粘剂分子高温下的完整性。 对于易水化分散的地层，严格控制pH在10左右，既有利于控制泥页岩分散，又有利于处理剂发挥其作用。(4) 对于盐膏层或盐膏泥混层，采用抑制性强的复合盐水钻井液体系，适当抑制盐膏的溶解和泥岩的水化分散，防止对钻井液的污染。 优选降滤失剂以及其它配伍处理剂，胶体稳定性是基础，控制较低的滤失量，保证钻井液具有良好的抗污染能力和较强的抑制、防塌、润滑性能，维持钻井液性能稳定。 定期清理循环罐底部的沉积砂和稠浆。 注意无机胶体（膨润土）和有机胶体（处理剂）的协同配合补充，维持高密度、高矿化度钻井液的动力学稳定。参考文献1 Bill G. Cheswr. High-Temperature Stabilization of Drilling Fluids With a Low Molecular Weight C