超高温超高密度钻井液室内研究.pdf

2013年2月胡小燕等．超高温超高密度钻井液室内研究 5 超 高 温 超 高 密 度 钻 井 液 室 内 研 究 胡小燕，王旭，周乐群，张滨，张丽君，王中华 中原石油勘探局钻井工程技术研究院，濮阳457001 [ 摘要]分析了超深井高温高压条件下钻井液技术难点，采用室内合成的黏度效应低的抗 高温降滤失剂M P488，LP527和H rI A sP为主处理剂，同时在体系中引入K cl，制得抗温240℃、密度 2．5 g／cm 3的超高温超高密度钻井液。该钻井液经240℃／16h高温老化后仍具有良好的流变性， 高温高压滤失量180℃小于25m L。钻井液的抗盐、抗钻屑和黏土污染能力强，页岩一次回收率 达99．4％，沉降稳定性好。解决了流变性与滤失量控制难以及黏土高温分散导致钻井液增稠、胶 凝等问题。 [ 关键词]钻井液降滤失剂流变性滤失量 在超深井钻井过程中，井底可能遇到高温、高 压油气层等复杂情况⋯。当这些复杂情况同时 存在时，要求钻井液在高温、高固相含量的复杂情 况下性能稳定，而现有的钻井液体系不能满足这 一要求旧一J。为此，分析了超高温超高密度钻井 液的技术难点，采用室内合成的黏度效应低的抗 高温处理剂M P488，LP527和H TAsP怕。等，在室 内配制了抗温240℃、密度为2．5g／cm 3的KC l 钻井液体系，解决了高温、高固相条件下钻井液的 流变性和滤失量控制难题。 1实验材料 膨润土钙基、重晶石、磺化褐煤，均取自现 场；抗高温不增黏降滤失剂M P488、抗高温解絮凝 剂LP527∽．7J、抗盐高温高压降滤失剂H TA sPj 、 分散剂J、高温保护剂C G w 一5，均为室内合成。 2超高温超高密度钻井液技术难点 2．1高温条件下钻井液高温增稠和胶凝 室内配制了密度2．3g／cm 3的淡水钻井 液归J，分别经220℃／16h和240℃／16h老化， 然后在60℃下测其性能，结果见表l 。220℃老 化后钻井液的流变性和滤失量均较好，240℃老 化后钻井液出现了高温胶凝现象，流变性变差，滤 失量增大。 钻井液高温条件下增稠、胶凝有两方面原因 一是高温条件下钻井液中的黏土、劣质固相分散 严重，二是高温条件下处理剂护胶能力变差。 在高温作用下，黏土矿物片状微粒的热运动 加剧，增强了水分子渗入黏土晶层内部的能力， 使钻井液中黏土颗粒浓度增加。黏土的高温分 散与黏土的种类、温度及作用时间、pH 值等密 切相关。密度2．3g／cm 3的淡水钻井液不同温 度老化后的搬土含量测定结果表明，220℃和 240℃老化后膨润土含量分别为18．4m g／L和 27．6m g／L，说明温度升高导致钻井液中的黏土 颗粒、重晶石中的劣质搬土高温分散，从而导致 钻井液高温增稠。 高温条件下处理剂护胶能力变差的原因有 处理剂高温降解、高温解吸附和高温去水化作用。 1任何高分子化合物在高温下均会发生降解， 这导致钻井液增稠、胶凝甚至固化；2高温解吸 附会直接影响处理剂的护胶能力，使黏土颗粒更 加分散，常常表现出流变性失去控制、高温滤失量 剧增；3高温去水化使黏土颗粒表面水化膜变 薄，导致处理剂的护胶能力减弱，表现为滤失量增 大、高温胶凝和高温固化等现象。 表1密度2．3g／锄3的淡水钻井液在 不同温度下的性能 注A y为表观黏度，Py为塑性黏度，yP为动切力，凡为A PI滤 失量，H n驴为高温高压滤失量，测定条件180℃、压差3．5 m Pa，下表同。 收稿日期2012一ll 15。 作者简介胡小燕，助理工程师，2008年毕业于重庆科技学院 化学工程与工艺专业，现从事钻井液技术研究工作。 6A未 怎si篙E竺 二 赢， 三E 第，4卷第一期 A D V A N C ESINnN EPETR O CH EM ICA E 2．2高温、高固相条件下钻井液流变性与滤失量 控制难 高温条件下，高密度钻井液中处理剂，特别是 聚合物类处理剂，断链降解严重，这会导致钻井液 滤失量增大，需要频繁维护。而降低滤失量就必 须加大处理剂用量，这又给高密度钻井液带来流 变性控制难的问题。 3超高温超高密度钻井液技术思路 3．1引入KC l 抑制黏土、劣质固相的高温分散 为了考察K C l 加量对超高温超高密度淡水钻 井液性能的影响，设计并采用室内合成的处理剂 M P488，峭27和H TA sP等配制了密度为2．5 g／cm 3的淡水钻井液，配方为1％膨润土浆 35 ％CG W 一5 5～9 ％H T’A SP 1．0～ 2．O ％M P488 1．03．0 ％LP527N aO H 0．5％ J重晶石。然后分别加入不同量的 K Cl，在240℃下老化16h后，在60℃下测其流 变性、中压滤失量和高温高压滤失量180℃，结 果见表2。随着K Cl加量的增大，钻井液的表观 黏度、切力逐渐下降。说明K cl 能抑制钻井液中 的黏土高温分散，改善钻井液的流变性。K C l加 量在7％左右，能较好地控制钻井液的流变性。 表2K Cl加量对钻井液性能的影响 注G比为静切力，下表同。 3．2 采用黏度效应低的抗高温处理剂控制流变性 为了控制钻井液的流变性，在体系中引入黏 度效应低的抗高温不增黏降滤失剂M P488和抗 高温解絮凝剂LP527。M P488和u巧27的1％水 溶液表观黏度分别为14m Pas和4．5m Pas， 并且M P488和LP527在淡水、饱和盐水浆中均具 有较好的降滤失能力。 实验考察了峭27加量对钻井液性能的影 响，钻井液配方为1％膨润土浆3～5 ％ C G W 一5 5～9％H TA SP1．02．0％ M P488N aO H 0．5％ J7％K Cl 重晶石。 在钻井液中分别加入不同量的LP527，240℃老 化16h，在60℃下测其流变性和高温高压滤失量 180℃，结果见图1。随着LP527加量的增大， 钻井液表观黏度下降，高温高压滤失量有所降低。 说明LP527能有效分散重晶石，拆散钻井液中的 网架结构，降低钻井液的黏度，并能降低钻井液的 高温高压滤失量。 冒 、、 衄{ 水 煺 幽 惶 赠 惶 ∞ ● 帕 ％ ＼ 蜊 桴 鼷 懈 LP527力口量，％ 图lLP527加量对钻井液性能的影响 3．3 采用抗盐高温高压降滤失剂H TA SP控制 滤失量 采用抗高温不增黏降滤失剂M P488、抗高 温解絮凝剂LP527、抗盐高温高压降滤失剂 H TA SP来控制钻井液的滤失量。考察了H TA SP 加量对钻井液性能的影响，钻井液配方为1％ 膨润土浆 35％C G w 一5 1．03．0 ％ LP5271．0～2．0％M P488O ．5％X J 7％K Cl N aOH 重晶石。在钻井液中分别加 入不同量的H TA SP，240℃老化16h，在60℃下 测其流变性和高温高压滤失量 180℃，结果 见图2。随着H TA sP加量的增大，钻井液的高 温高压滤失量由54m L降低至22m L，表观黏度 先升高后降低。说明H TA sP能有效降低钻井液 的高温高压滤失量。 一 { 咖 水 煺 出 框 赠 幄 HTA SP加量，％ 图2l I，r ASP加量对钻井液性能的影响 ∞ ● 对 ％ ＼ 型 嘏 鼷 僻 2013年2月胡小燕等．超高温超高密度钻井液室内研究 7 3．4抗温240℃、密度2．5g／cm 3钻井液配方 确定 通过对M P488，LP527，H TA SP和C G W 一5等 处理剂加量和配伍性研究，确定了抗温240℃、密 度2．5g／cm 3淡水钻井液配方1％膨润土浆 35％CG W 一55～9％H TA SP1．0～ 2．0 ％M P4881．0～3．O ％u巧27 7％K Cl N aO H 重晶石。钻井液经240℃老化 16 h，在60℃下测其流变性、中压滤失量和高温 高压滤失量，结果见表3。由表3可知，钻井液经 过高温老化后，流变性和滤失量均较好。 表3抗温240℃、密度2．5g／cm 3钻井液性能 项目 ～，心a5 ppr／m Pas Y P／Pa G EU Pa FL ／m L H T H p／rnL 4超高温超高密度钻井液综合性能评价 4．1抗盐性 为保证钻井液在盐污染的情况下仍具有良好 的沉降稳定性和流变性，对其进行N aCl 污染性能 评价。将配制好的钻井液用不同加量的NaCl进 行污染，经240℃高温老化16h，在60℃测其性 能，实验结果见表4。随着N aC l加量的增大，钻 井液的流变性、滤失量变化较小，均保持相对稳 定，说明超高温超高密度K Cl钻井液具有较好的 抗盐性能。 表4N aC l加量对钻井液性能的影响 项目 Nacl加量，％ A Ⅳm Pas PVr／m Pa8 Y P／Pa G E L／Pa FL ／m L H TH P，m L 4．2抑制性 4．2．1页岩滚动回收率实验 为了考察超高温超高密度K Cl钻井液的抑制 防塌性能，对密度为2．5g／cm 3的K Cl钻井液进 行页岩滚动回收率实验，同时配制淡水钻井液做 对比实验。实验用岩屑为马12井在井深2 700m 处的岩屑，岩屑粒径1．703．35m m ，采用孔径 0．38m m 标准筛回收。240℃滚动16h后的回收 率见表5。淡水钻井液的一次页岩回收率仅为 86．7％，而超高温超高密度K cl 钻井液的页岩回 收率达到99．4％，二次回收率达到96．38％。说 明超高温超高密度K cl钻井液体系能有效抑制泥 页岩水化。 表5K CI钻井液页岩滚动回收率实验结果 4．2．2黏土、岩屑污染实验 配制密度为2．5g／cm 3的K Cl 钻井液，分别 加入5％的钙膨润土和5％的岩屑及岩屑粉 小于 10目 ，240℃高温老化16h后测其性能，结果见 表6。超高温超高密度KC l钻井液具有较强的抑 制性，在5％的钙膨润土和5％的岩屑及岩屑粉污 染下，钻井液没有出现增稠现象，保持了较为稳定 的流变性和滤失量。 表6K Cl 钻井液抗岩屑、黏土污染实验结果 4．3沉降稳定性 为了考察超高温超高密度K C l 钻井液的沉降 稳定性，配制密度为2．5g／cm 3的Kcl 钻井液， 240℃滚动老化16h后，高速搅拌5m in，放人 1000m L量筒中静置，测定一定时间后钻井液 上、下部的密度。钻井液经过72h静置后，上、下 部密度差仅为0．02g／cm 3，说明该钻井液具有较 好的沉降稳定性。 4．4不同密度的7％K Cl 钻井液性能 按照密度2．5g／cm 3的钻井液配方，即1％膨 润土浆 3～5％CG W 一5 5～9 ％H 11A SP 1．0～2．0 ％M P488 1．0～3．0％LP527 据一M m j弧4矗 数一瑚s“川t H 一0 O O豇 ； Om一～灿 舢吣％ 灿 一 ～ 一O O O L 5 0，一～灿 ㈣肌舢 一O O 0 18，一灿舢㈨ 蚴㈣⋯ 一5 O 5 m l 8。一；堇灿 ；兰蚴⋯ 8 精细石油化工进展 A D V A N C ESINnN EPETR O C HEM IC ALS 第14卷第1期 7％K C l N a0H 重晶石，通过改变重晶石用 量，配制不同密度的钻井液。240℃老化16h后， 在60℃下测钻井液性能，结果见表7。钻井液的 密度从2．3g／cm 3增加至2．6g／cm 3，其表观黏度 从48．5m Pas增加至106．0m Pas，高温高压 滤失量均小于25．0m L。漏斗黏度均小于100s。 这说明研制的KC l 钻井液配方具有较好的适应 性，密度为2．3～2．6g／cm 3时均可保持较好的流 变性和较低的滤失量。 表7不同密度的K Cl 钻井液性能 项目万乇}旦之广百 F∥s47．088．O96．O99．0 ∥m Pas40．092．O100．5106．0 P∥m Pas39．077．092．O91．0 玎／Pa1． O15．017．515．O GE L／Pa1．O ／4．03．5／12．54．5／9．O7．5／22．0 FL ／m L4．45．67．26．0 H 力量尸／m L15．O14．O22．O24．O 注Ⅳ为漏斗黏度。 5结论 1以抗高温不增黏降滤失剂M P488、抗高 温解絮凝剂LPl 527、抗盐高温高压降滤失剂 H TA sP为主处理剂，研制出抗温240℃、密度为 2．5 g／cm 3的K Cl 钻井液体系，其配方为1％膨润 土浆3～5％C G w一559％H TA SP 1．0～2．0％MP488 1．0～3．0％LP527 7％K Cl N aO H重晶石。 2 研制的钻井液经240℃老化16h后，流 变性较好，高温高压滤失量 180℃小于25m L， 在盐含量达10％时仍保持性能稳定，具有良好的 抑制性和沉降稳定性，抗钻屑和抗黏土污染能力 强，密度为2．3～2．6g／cm 3钻井液均可保持较好 的性能。 参考文献 曾义金，刘建立．深井超深井钻井技术现状和发展趋势 [J]．石油钻探技术，2005，33 5 15． 赵文，谢克姜．南海海域高温高压钻井液技术[J]．石油钻 采工艺，2007，29 68789． 孙金声，杨泽星．超高温 240℃水基钻井液体系研究 [J]．钻井液与完井液，2006，23 1 15一18． 刘天科，邱正松，裴建忠，等．胜科l井高温水基钻井液流 变性调控技术[ J] ．石油钻探技术，2007，3564043． 王中华．钻井液化学品设计与新产品开发[M ]．西安西 北大学出版社，2006． 王中华．超高温钻井液体系研究 I抗高温钻井液 处理剂设计思路[ J]．石油钻探技术，2009，37 3l 一7． 王中华，王旭．超高温钻井液体系研究 Ⅱ 聚合物降滤失 剂的合成与性能评价[J]．石油钻探技术，2009，374 l一丘 王中华，王旭．超高温钻井液体系研究Ⅲ抗盐高温 高压降滤失剂研制[ J]．石油钻探技术，2009，37 559． 王旭，周乐群．抗高温高密度水基钻井液室内研究[J]．钻 井液与完井液，2009，2624345． Laborat ory R esearchon D ri l l i ng Fll li d丽th I刀t阳．一high Tem peratIl reresi sta眦e and U l tI ．all ighD e璐i 锣 H u xiaoyanw ang xuzhou Lequnzhang Bin ZhaJl gU unwaI lgzhonghua D r姚增扎c凡ofogyReseorc危h捌￡u把矿劢ongy眦儿D 以E印Zom ￡i on曰ure帆，Pu妒噌457001 [Abs勃愀t 】The t echni caldi 伍cul t iesw hen usi ng t hetitle dri ui ng nui dsat ul tr adeep w el l sw i t h hi gh t em perat ureaJldhi gl lpres sure w er e anal yzed．Usi ngl aborat or ys ynt hesi zed fil 妇tereducel lsM P488，LP527， ar I dH TA SPw 汕hi gh t em perat ureresi st ar Ice aIldl owvi scosi t ye娲ctandsi m ul t aneous l yaddi ngK C l ，t l l e dri l li ngnuidw i t ht em perat urer esi st anceof240℃anddensi t yof2．5g／cm 3w as fo珊ul at ed．711l e dri l li ng nui dst i l lhad goodrheol ogi calpropert i es aft er agi ng at240℃for16hours．The dri l li ng nui dhadH TH Pfil tm t i onl oss ofless t llan25m Lat180℃．The dri ll i ng nuidhadexcel l ent perfom ancessuch鹊set tli ng stabi liza- t ion，salt resi st ance，ant i pol l ut i onof dr il l edsol i dsandbent oni t ecl ayw i t ht hepr i m aryrecoVeryr at eofshal eup to99．4％．The probl em s suchasdi 伍cul t iest ocont m l rheol ogi calpm per ti es andfil幻nationl oss，and t l l ickeni 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