适于西非深水油田的水基钻井液室内评价.pdf

第 37 卷 第 1 期 2015 年 1 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING 2. Research Institute of CNOOC, Beijing 100028, China; 3. China University of Petroleum （East China）, Qingdao 266580, China） Abstract Via the analysis on technical difficulties of drilling fluid for deepwater oil field in the West Africa, in the light of the low-temperature rheological property regulation of drilling fluid, borehole cleaning, gas hydrate generation and control, and borehole instability of active mud shale, corresponding technical countermeasures have been raised, and a new deepwater high-perance water-based drilling fluid system has been established. According to the experimental uation, the drilling fluid has relatively low viscosity and relatively high dynamic shear force, and φ6 reading is maintained at 7 to 10, which is beneficial for the borehole cleaning; the rheological property of drilling fluid is slightly affected by low temperature; the apparent viscosity ratio at 2 ℃ and the dynamic shear force ratio at 25 ℃ are respectively 1.28 and 1.10. The drilling fluid recovery rate of mud-shale rock sample at different positions is more than 90. The inhibition of drilling fluid is obviously superior to that of previously-used KCl-PHPA drilling fluid system, and has excellent hydrate inhibition effects under dynamic or static conditions. It still has strong anti-pollution capacity, and basically meets the technical requirements of drilling fluid for deepwater oil field in the West Africa. Key words West Africa; deepwater drilling; water-based drilling fluid; low-temperature rheological property; gas hydrate 基金项目  “十二五” 国家科技重大专项 “西非、 亚太及南美典型油气田开发关键技术研究”（编号2011ZX05030） ；国家自然科学基金 “海 洋深水浅层钻井关键技术基础理论研究” （编号51434009） 。 作者简介刘书杰， 1966 年生。1989 年毕业于中国石油大学（华东） 钻井工程专业， 现主要从事海洋钻完井工程方面的研究工作， 教授级 高级工程师， 在读博士生。电话010-84523668。E-mailliushj。 海洋深水油气勘探与开发已成为目前国际工 业界关注的热点。西非海域作为世界最大的深水油 气聚集地之一， 油气储量极为丰富。海洋深水环境 的复杂性对深水钻井技术提出了更高的要求。深水 钻井液技术作为深水油气钻探的关键技术之一， 面 临的主要技术难题包括低温下钻井液流变性控制 困难、 气体水合物的生成、 活性泥页岩地层井壁失稳 以及井眼清洗困难等［1-3］。前期在该海域使用 KCl- PHPA 水基钻井液进行钻井作业时， 频繁发生钻头泥 包、 井壁失稳、 起下钻遇阻卡以及钻井液黏附振动筛 大量跑浆的问题。油基 / 合成基钻井液具有抑制性 强、 高温稳定性和润滑性好等优点， 但在该海域部分 77刘书杰等适于西非深水油田的水基钻井液室内评价 深水井的钻井作业过程中， 多次发生井漏， 钻井液成 本高， 且存在环保隐患。针对上述钻井液技术问题， 实验构建了适用于西非深水钻井的新型高性能水基 钻井液体系。 1 西非深水钻井液关键技术难点与对策 1.1 钻井液低温流变性调控与井眼清洗问题 西非深水油田作业水深约为 3001 900 m， 海底 温度可低至 24 ℃。低温下钻井液黏度、 切力升高， 传统油基或合成基钻井液甚至会发生胶凝。钻井液 低温增黏造成当量循环密度过高， 开泵时钻井液激 动压力过大等问题， 引起漏失。同时， 低温下高黏度 的钻井液黏附在振动筛上， 容易引起大量跑浆。对 于油基钻井液， 作为连续相的基油在低温下会发生 严重增黏， 而对于水基钻井液， 由于连续相是水， 因 此其低温流变性更容易控制。因此可通过降低钻井 液固相含量、 优化加重剂粒度配比以及优化高分子 聚合物处理剂种类和加量对水基钻井液低温流变性 进行有效调控。 深水钻井的另一个特点是隔水管直径较大， 钻 井液返速低， 难以有效携带、 清除岩屑。使用合适的 聚合物类增黏剂， 提高钻井液低剪切速率黏度［2］， 并 保证钻井液“低黏度、 高动切力” 的流变性， 是解决 该问题的有效途径。 针对上述问题， 在清水中分别加入质量分数为 3 的 PLUS、 XC、 Cap、 PAC-HV 和 FA-367， 通 过 实 验考察常用钻井液聚合物增黏 / 包被剂在 425 ℃范 围内的流变性， 优选具有“低黏高切” 特性， 且流变 性受低温影响较小的增黏剂和包被剂。实验数据如 图 1 和图 2 所示。结果表明， 常用聚合物增黏 / 包被 剂水溶液均表现出一定的低温增黏效应， 即随着温 度降低， 水溶液的塑性黏度和动切力逐渐增加。其 中， XC 水溶液的塑性黏度较低， 动切力相对较高， 且 低温增黏效应相对较弱， 可作为深水钻井液增黏剂。 高分子聚合物包被剂 PLUS 黏度和切力较高， 低温 增黏明显， 可能是引起 KCl-PHPA 水基钻井液黏筛 跑浆的主要原因。而低分子量包被剂 Cap 水溶液的 黏度较低， 切力适中， 可作为深水钻井液包被抑制剂。 1.2 气体水合物的生成与控制 深水钻井过程中， 当钻遇含气砂层时， 由于环境 温度低， 压力高， 极易生成气体水合物， 造成钻井液 流动障碍［4］， 甚至引起管线或防喷器堵塞［5-6］。国内 外深水钻井实践表明， 加入高浓度的水合物热力学 抑制剂是防治水合物的有效途径， 包括甲醇、 乙二醇 和氯化钠等。 但热力学抑制剂加量通常在20以上， 成本高， 对海洋环境有危害， 同时增加了后勤保障的 负担［7-8］。水合物动力学抑制剂具有用量小、 环保性 好等优点［9］。研究表明， 将动力学抑制剂与热力学 抑制剂复配使用具有很好的水合物抑制效果， 并可 降低热力学抑制剂的用量［10］。利用水合物抑制性 评价实验装置， 模拟西非深水油田海底环境（2 ℃， 1920 MPa） ， 通过搅拌（200 r/min） 模拟钻井过程中 钻柱的转动， 以 4 膨润土浆为基浆， 评价了动力学 抑制剂 KHI-1 与热力学抑制剂 NaCl 复配的使用效 果， 具体结果如表 1 所示。实验结果表明， 10NaCl 与 0.5KHI-1 复配使用， 可在动态条件下保证钻井 液在 10 h 内无水合物生成， 基本满足正常的深水钻 井作业需求。 表 1 深水钻井液水合物抑制剂优选实验结果 抑制剂 水合物开始 生成的时间 /h 实验结束后水合物 生成情况 无0.2水合物充满反应釜 10NaCl1.5 水合物附着在搅拌杆与 钻井液面交界处 10 NaCl 0.5KHI-1 10无水合物生成 1.3 活性泥页岩地层井壁失稳问题 深水活性泥页岩地层黏土矿物含量高， 易水化 膨胀、 分散， 造浆性强， 容易引起井壁失稳、 钻头泥包 等问题。 需针对性提高钻井液抑制性和清洁润滑性， 严格控制钻井液中黏土等固相的含量。近年来聚胺 水基钻井液体系在国内外深水钻井中得到成功应 图 1 增黏 / 包被剂塑性黏度随湿度的变化 图 2 增黏 / 包被剂动切力随湿度的变化 石油钻采工艺 2015 年 1 月（第 37 卷） 第 1 期78 用［11-12］， 其抑制性接近油基钻井液［13］。该钻井液体 系的关键处理剂为胺基聚合物， 聚合物分子可在水 中部分解离形成胺基阳离子， 中和黏土表面的负电 荷， 降低黏土水化斥力， 并可通过氢键吸附在黏土表 面。通过静电引力与氢键共同作用压缩黏土层， 减 弱黏土水化［14］。利用 X- 射线衍射仪， 测定了加入 不同质量浓度的聚胺抑制剂 SDJA 后， 2 预水化钠 基膨润土层间距［15］， 实验结果表明， 加入少量 SDJA 后， 黏土层间距明显降低， 且层间距在 SDJA 质量浓 度大于 5 g/L 后保持稳定。 膨润土造浆与钻井液流变性实验是评价页岩抑 制剂作用效果的直观方法［15］。使用钻井液用钠基 膨润土， 分别测试了清水、 7KCl 以及 3SDJA 的 抑制造浆性能， 测试结果如图 3 所示。结果表明， 在 清水中， 随着膨润土加量的增加， 黏土水化后与水分 子形成网架结构， 体系动切力迅速增大， 失去流动 性；含有 7KCl 的试液在膨润土含量超过 250 g/L3 后动切力迅速上升；而含有 SDJA 的试液动切力变 化较小， 表明 3SDJA 可有效抑制黏土水化造浆， 其 抑制效果明显优于 7KCl。 针对钻头泥包问题， 在强化钻井液抑制性的基 础上， 可通过优选高效清洁润滑剂， 提高钻井液的清 洁润滑性。 2 新型深水钻井液体系研究与综合性能评价 深水浅部地层温度较低， 随着井深增加， 地层温 度逐渐升高， 这要求深水钻井液处理剂同时具有良 好的抗高温 / 低温能力。此外， 由于深水钻井液中加 入较高浓度的无机盐作为水合物抑制剂， 这要求深 水钻井液处理剂具有良好的抗盐能力。在优选具有 良好抗温抗盐性能的钻井液处理剂的基础上， 通 过配方优化， 构建了新型深水高性能水基钻井液 体系， 配方为2 海水膨润土浆 0.2XC0.15 Cap3SDJA2FLC0.5PAC-LV1HLUB4 KCl10NaCl0.5KHI-1。 2.1 低温流变性评价 与陆地或浅海钻井相比， 深水钻井作业要求钻 井液在低温条件具有良好的流变性。实验测试了经 140 ℃高温老化后， 深水高性能钻井液在常温和低温 下的流变性， 测试结果见表 2。结果表明， 深水高性 能钻井液老化前后均具有较低的黏度和较高的动切 力， 钻井液的 φ6读数保持在 710， 具有较高的低剪 切速率黏度， 有利于井眼清洗。以钻井液在 2 ℃和 25 ℃时的表观黏度比和动切力比来表征钻井液流变 性受低温的影响， 钻井液密度为 1.15 g/cm3时， AV2℃/ AV25 ℃1.28， YP2 ℃/YP25 ℃1.10； 密 度 为 1.50 g/cm3 时， AV2℃/AV25℃1.31， YP2℃/YP25℃， 表明钻井液流变 性受低温影响较小， 流变性稳定。此外， 钻井液还具 有较好的润滑性。 表 2 深水高性能钻井液的基本性能 ρ/g cm–3实验条件 AV/mPa sPV/mPa sYP/PaGel（Pa/Pa）φ6 FLAPI/mL润滑系数 1.15 25 ℃（热滚前）34.022.012.03.0/5.573.8 0.09425 ℃（热滚后）38.023.015.03.0/4.094.6 2 ℃ （热滚后）48.532.016.53.5/5.0104.2 1.50 25 ℃（热滚前）44.031.013.03.0/6.094.2 0.09825 ℃（热滚后）41.528.013.53.5/4.584.3 2 ℃（热滚后）54.539.015.53.5/6.0104.6 图 3 动切力随膨润土加量的变化 2.2 页岩抑制性能评价 通过页岩滚动分散实验， 评价了深水高性能钻 井液抑制泥页岩水化分散能力， 实验结果表明， 与之 前西非深水油田钻井作业中使用的 KCl-PHPA 钻井 液体系相比， 深水高性能钻井液抑制泥页岩水化分 散能力更强， 不同层位的泥页岩岩屑在钻井液中的 回收率均超过 90， 体现了深水高性能水基钻井液 超强的抑制性。 2.3 水合物抑制性能评价 深水钻井过程中， 不仅要保证钻井液在循环过 程中无水合物生成， 还需要保证钻井液在静止时无 水合物生成， 以确保在处理井下复杂情况以及躲避 台风时， 钻井液长时间静置而不生成水合物。通过 实验模拟西非深水油田海底环境（2 ℃， 20 MPa） ， 分 79刘书杰等适于西非深水油田的水基钻井液室内评价 别在动态（搅拌） 和静态条件下评价了深水高性能钻 井液的水合物抑制效果。结果表明， 在 200 r/min 搅 拌条件下， 钻井液中 10 h 内无水合物生成。在静置 条件下， 钻井液可在长达 6 d 内无水合物生成， 可满 足西非深水钻井作业需求。 2.4 抗污染性能评价 对深水高性能钻井液抗盐、 抗钙及抗劣质土污 染性能进行评价， 实验结果见表 3。结果表明， 分别 加入不同浓度的 NaCl、 CaCl2和劣土后， 钻井液仍 具有良好的流变性和滤失性。钻井液受 10NaCl、 0.8CaCl2和 8 劣土污染后在低温下仍具有良好 的流变性， 钻井液 AV2℃/AV25℃分别为 1.30、 1.52 和 1.37；YP2℃/YP25℃分别为 1.17、 1.26 和 1.13。 表 3 深水高性能钻井液抗污染性能评价实验结果 污染条件 T/ ℃ AV/ mPa s PV/ mPa s YP/ Pa Gel/ （Pa/Pa） FLAPI/ mL 原浆 2538.023.015.03.5/4.54.8 248.532.016.53.5/5.04.6 5NaCl 2537.523.514.03.0/4.54.4 250.034.016.03.5/5.04.2 10NaCl 2540.025.015.03.5/5.03.8 252.034.517.54.0/6.04.2 0.5CaCl2 2536.524.012.52.5/4.04.6 248.534.014.53.0/4.54.5 0.8CaCl2 2535.522.013.53.5/5.55.4 254.037.017.04.5/6.55.9 5 劣质土 2539.526.013.54.0/5.54.2 253.537.016.54.5/5.54.0 8 劣质土 2543.528.015.54.0/6.04.8 259.542.017.54.0/7.05.1 3 结论 （1） 针对西非深水油田钻井液技术难点， 提出了 以下对策使用具有高黏低切， 且流变性受温度影 响较小的增黏剂 XC 和包被抑制剂 Cap 解决钻井液 低温流变性控制问题以及井眼清洗问题；使用热力 学抑制剂 NaCl 与动力学抑制剂 KHI-1 复配抑制水 合物生成；使用聚胺抑制剂 SDJA 强化抑制活性泥 岩表面水化。实验优化构建了深水高性能水基钻井 液体系。 （2） 实验评价表明， 新型深水高性能钻井液具有 较低的黏度和较高的动切力， φ6读数保持在 710， 有利于井眼清洗；钻井液流变性受低温影响较小， 在2 ℃和25 ℃的表观黏度比和动切力比分别为1.28 和 1.10。不同层位的泥页岩岩样在钻井液中的回 收率均在 90 以上， 其抑制性明显优于以往使用的 KCl-PHPA 钻井液体系。在动态和静态条件下新研 制的钻井液均具有优良的水合物抑制效果， 抗污染 能力强， 基本满足西非深水油田钻井技术需求。 参考文献 ［1］ ZAMORA M, BROUSSARD P N, STEPHENS M P. 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