深水聚胺高性能钻井液试验研究
2013-10-30邱正松石秉忠林永学高书阳
赵 欣， 邱正松， 石秉忠， 林永学， 高书阳
(1.中国石油大学(华东)石油工程学院，山东青岛 266580；2. 中国石化石油工程技术研究院，北京 100101)
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深水聚胺高性能钻井液试验研究
赵 欣1， 邱正松1， 石秉忠2， 林永学2， 高书阳2
(1.中国石油大学(华东)石油工程学院，山东青岛 266580；2. 中国石化石油工程技术研究院，北京 100101)
聚胺高性能钻井液是性能最接近油基钻井液的水基钻井液，在深水钻井领域具有广阔的应用前景。为降低钻井液成本，在研制聚胺强抑制剂的基础上，考虑水合物抑制及低温流变性等因素，通过优选处理剂，构建了适用于深水钻井的聚胺高性能钻井液体系，并对其进行了综合性能评价。结果表明，该钻井液可抗150 ℃高温，且低温流变性优良，2 ℃和25 ℃的表观黏度比和动切力比分别为1.36和1.14；其抑制页岩水化分散效果与油基钻井液相当，体现了其强抑制特性；在模拟1 500 m水深的海底低温高压(1.7 ℃，17.41 MPa)条件下，具备120 h抑制水合物生成的能力；抗钙、抗劣土污染能力较强；无生物毒性，能满足深水钻井环保要求。其主要性能指标基本达到了用于深水钻井的同类钻井液水平，可满足深水钻井要求。
深水钻井 聚胺钻井液 钻井液添加剂 钻井液性能 天然气水合物
深水钻井液技术作为深水油气勘探开发的关键技术之一，面临着深水疏松地层井壁易失稳、低温流变性调控以及抑制天然气水合物生成等特殊技术难点[1-2]。油基/合成基钻井液具有抑制性强、高温稳定和润滑性好等优点，已在高难度、高风险的深水钻井中得到广泛应用，但其成本高，且存在环保隐患[3-5]。聚胺水基钻井液具备与油基钻井液相媲美的“强抑制”特性，且成本低，环保性能好，已成功应用于国外深水钻井作业中[6-7]，具有广阔的应用前景，但目前该钻井液技术主要由国外技术服务公司掌握。因此，有必要研究具有自主知识产权的深水高性能钻井液，为国内深水油气开发提供技术储备。为此，笔者在自主研发聚胺强抑制剂SDJA的基础上，通过优选处理剂，研制了适用于深水钻井的聚胺高性能钻井液(简称深水聚胺钻井液)。
1 试验仪器及材料
主要试验仪器：钻井液低温流变性评价试验装置，水合物抑制性评价试验装置[8]，API滤失仪，高温高压滤失仪，ZNND-6 型旋转黏度计以及滚子加热炉。
主要试验材料：一级钠膨润土，聚胺抑制剂SDJA、ULTRAHIB，XC，SD-101，CPAM，FT-1，SD-505，JLS-1，NaCl，KCl，油基钻井液(自制)。
2 深水聚胺钻井液的研制
2.1 研制思路
深水钻井液需具备良好的抑制疏松地层井壁失稳以及抑制天然气水合物生成的能力，且低温流变性稳定。实践表明，聚胺抑制剂可有效抑制泥页岩水化分散，是国外深水聚胺钻井液的关键组成部分。可通过自主研发性能优良的聚胺抑制剂作为深水钻井液关键处理剂，解决深水疏松地层井壁失稳问题；优选水合物抑制剂，确定深水钻井液中天然气水合物抑制剂的种类及用量；在抗盐抗温处理剂的优选过程中，将单剂的低温流变性作为评价指标之一，以保证优选出的各类处理剂具备良好的低温流变性。在单剂优选基础上，通过优化配方，最终研制出深水聚胺高性能钻井液。
基于井壁失稳与防塌机理研究，通过聚醚二胺与环氧乙烷聚合反应，合成了聚胺强抑制剂SDJA。该抑制剂分子可进入黏土间层，通过静电吸引吸附在黏土颗粒表面，抑制黏土水化[9]。
用钠膨润土，分别测试了清水、KCl、SDJA和国外聚胺抑制剂ULTRAHIB的抑制性能，结果如图1所示。由图1可知，随着膨润土加量的增大，清水的表观黏度迅速增大，而SDJA溶液的表观黏度变化较小，表明SDJA可有效抑制黏土水化造浆，其抑制效果明显优于KCl，与ULTRAHIB相当。此外，页岩滚动分散试验表明，SDJA和ULTRAHIB的回收率高于KCl、小阳离子抑制剂NW-1 和甲酸盐[9-10]，说明SDJA具有优良的页岩水化抑制性。
图1 表观黏度随膨润土质量浓度的变化曲线Fig.1 The curve of apparent viscosity with bentonite concentration
2.3 天然气水合物抑制剂的优选
对常用的天然气水合物动力学抑制剂 DY-1、DY-2 及热力学抑制剂NaCl、乙二醇等进行了水合物抑制效果评价[8]。评价结果表明，动力学抑制剂在水深超过1 000 m的环境中抑制效果有限；热力学抑制剂中，高浓度NaCl的抑制效果明显优于乙二醇，可适用于深水钻井。由天然气水合物生成的热力学方程计算可知，水深超过1 000 m时(压力超过10 MPa，温度低于5 ℃)，抑制水合物生成所需NaCl的质量分数须高于15％[11]，随着水深增加，所需抑制剂加量也越来越高。应用水合物抑制性评价试验装置，模拟1 500 m水深条件(2±0.2 ℃，15±0.2 MPa)，分别考察了海水膨润土浆(用预除钙镁海水配制)加入20％和25％NaCl后甲烷水合物的生成情况，试验过程中保持搅拌速度为200 r/min，以模拟井下动态环境，结果见表1。从表1可看出，NaCl质量分数为20％时，海水膨润土浆在7 h内无天然气水合物生成，基本满足水深1 500 m钻井作业中有效抑制天然气水合物生成的要求。
表1 NaCl抑制水合物生成效果
2.4 钻井液体系的构建
深水海底浅部地层温度较低，但对于深部地层，其温度随地层深度增加而升高，这要求深水钻井液处理剂同时具备良好的抗高温/低温能力。笔者通过试验考察常用处理剂(包括已应用于深水钻井的主要处理剂)经过150 ℃老化后的基本性能，以老化后的低温流变性为优选指标，进行抗高温/低温处理剂优选。由于深水钻井液中通常采用高浓度的NaCl抑制天然气水合物的生成，优选试验在高盐条件下(加入质量分数为25％的NaCl)进行，以保证优选出的处理剂具有良好的抗盐性能。降滤失剂和增黏剂的优选结果见表2。此外，优选出了适用于深水钻井的包被剂CPAM、润滑剂 SD-505 以及封堵剂 FT-1。
表2 深水钻井液处理剂高温/低温稳定性评价试验结果
注：老化条件为在150 ℃下滚动16 h，下同。
在优选处理剂的基础上，确定深水聚胺钻井液的配方为：3.00％海水膨润土浆+0.15％XC+3.00％SDJA+0.10％CPAM+4.00％ SD-101+1.00％ JLS-1+1.00％ SD-505+1.50％ FT-1+20.00％NaCl，其密度为1.19 kg/L。
3 深水聚胺钻井液性能评价
3.1 流变性能
式中：a为断层类型影响系数；b为断层两盘影响系数，一般正断层上盘及逆断层下盘影响范围较大，取值较大，大于1；c为断层落差影响系数；Hd为断层落差，m。
与陆地或浅海钻井相比，深水钻井要求钻井液在低温—高温大温差条件下保持良好的流变性。通过试验考察了150 ℃高温老化后，不同密度的深水聚胺钻井液在常温和低温下的流变性，结果见表 3。以钻井液2 ℃和25 ℃的表观黏度比和动切力比评价其低温流变性，比值越接近于 1，表明钻井液的流变性受低温影响越小，越有利于其低温流变性的合理调控，通常要求该比值小于 2。从表 3可以看出：钻井液老化前后性能变化较小，2 ℃和25 ℃的表观黏度比和动切力之比分别为1.36、1.14，表明深水聚胺钻井液具有良好的抗高温能力和低温流变性；采用重晶石粉加重后，其黏度有所升高；密度为1.40 kg/L时，2 ℃和25 ℃的表观黏度比和动切力之比分别为1.36、1.14；密度为1.60 kg/L时，2 ℃和25 ℃的表观黏度比和动切力比分别为1.41、1.33，表明深水聚胺钻井液加重后仍具有良好的流变性和滤失性。
表3 不同密度深水聚胺钻井液的基本性能
注：高温高压失水量是在150 ℃、3.5 MPa条件下测定的。
3.2 抑制页岩水化分散性能
通过页岩滚动分散试验，评价了深水聚胺钻井液的页岩抑制性，并与油基钻井液[12]进行了对比，试验所用岩屑取自南海某油田，结果见表4。由表4可知，深水聚胺钻井液可有效抑制泥页岩水化分散，针对不同地层，其页岩回收率接近或超过90％，与油基钻井液相当，体现了该钻井液的强抑制性。
表4 页岩滚动分散试验结果
3.3 抑制天然气水合物性能
在模拟超过1 500 m水深的静态条件下，对深水聚胺钻井液抑制天然气水合物的性能进行了评价，结果见图2。由图2可知，经过7 212 min(超过5 d)，钻井液-甲烷体系中无明显的温度、压力变化，说明体系中未生成气体水合物。这表明深水聚胺钻井液能满足1 500 m水深钻井中抑制水合物生成的要求。
3.4 抗污染性能
由于深水聚胺钻井液中已含有高浓度的NaCl，因此只对其抗钙及抗劣土污染性能进行评价，结果见表5。由表5可知：分别加入0.3％、0.5％和1.0％的CaCl2后，钻井液的流变性、滤失量未发生较大变化，2 ℃和25 ℃下的表观黏度比分别为1.25、1.19和1.02；分别加入3％、5％和8％的劣土(南海DF油田岩粉)后，钻井液仍保持了较好的低温流变性，2 ℃和25 ℃下的表观黏度比分别为1.25、1.25和1.37。这表明深水聚胺钻井液具有良好的抗污染能力，抗CaCl2达1.0％，抗劣土达8％。
图2 水合物抑制性能评价试验结果Fig.2 The change of temperature and pressure with the time during testing of hydrate inhibition
表5 深水聚胺钻井液抗污染性能评价试验结果
3.5 生物毒性
海洋环保法规要求钻井液具有良好的环保性能，根据《水质急性毒性的发光细菌测定法》(GB/T 15441—1995)，用半数有效浓度EC50表示钻井液的生物毒性，EC50大于10 000 mg/L时为无毒。深水聚胺钻井液的生物毒性测试结果表明，其EC50大于11 000 mg/L，无毒，满足海洋环保要求。
3.6 深水钻井液性能对比
将不同海域深水钻井中使用的聚胺钻井液的性能指标[6,13-14]，与笔者研制的深水聚胺钻井液进行了对比，结果见表6。由表6可知，所研制的深水聚胺钻井液的主要性能指标基本达到了同类钻井液的水平。
表6 深水聚胺钻井液与不同海域深水钻井液的性能对比
4 结论及建议
1)以自行研制的聚胺强抑制剂SDJA为关键处理剂，考虑天然气水合物抑制性与低温流变性等因素，在优选处理剂的基础上，构建了适用于深水钻井的聚胺高性能钻井液，其配方为：3.00％海水膨润土浆+0.15％XC+3.00％SDJA+0.10％CPAM+4.00％ SD-101+1.00％ JLS-1+1.00％ SD-505+1.50％ FT-1+20.00％NaCl。
2)建议进一步开展高效水合物动力学抑制剂研究，以降低天然气水合物热力学抑制剂用量和钻井液成本。
3)建议开展深水水基钻井液流型调节剂研究，以更好地实现深水低温—高温大温差范围内对钻井液流变性的有效调控。
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ExperimentalStudyonHighPerformancePolyamineDrillingFluidforDeepwaterDrilling
ZhaoXin1,QiuZhengsong1,ShiBingzhong2,LinYongxue2,GaoShuyang2
(1.SchoolofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum(Huadong),Qingdao,Shandong,266580,China;2.SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering,Beijing,100101,China)
High performance polyamine drilling fluid,a water-based drilling fluid,is similar to oil-based drilling fluid in performance,and has broad application prospects in the deepwater drilling.In order to break the technical monopoly of foreign companies and reduce costs,based on the development of a highly inhibitive polyamine shale inhibitor and taking consideration of low temperature rheology and hydrate inhibition,a high performance polyamine drilling fluid had been formed for deepwater drilling by selecting additives.The comprehensive evaluation results showed that the property of the drilling fluid is stable after hot rolling at 150 ℃.The ratios of apparent viscosity and yield point at 2 ℃ and 25 ℃ were 1.36 and 1.14 respectively,which indicated that the drilling fluid was good in low temperature rheological property,and comparable with oil-based drilling fluid in shale inhibition,suggesting the drilling fluid is highly inhibitive.In a simulating condition of low temperature and high pressure (1.7 ℃,17.41 MPa)at 1 500 m water depth,there would be no gas hydrate formed in the drilling fluid in 120 hours.Moreover,it had good resistance to CaCl2(up to 1.0％)and cuttings (up to 8.0％)contamination.TheEC50value of the drilling fluid was higher than 11 000 mg/L,the drilling fluid could meet the environmental requirements of deepwater drilling without any biological toxicity.The primary performance indexes are largely to remain the same with that of polyamine drilling fluids used in overseas deepwater drilling operations,and can meet the requirement of deepwater drilling.
deepwater drilling；polyamine drilling fluid；drilling fluid additive；drilling fluid property；gas hydrate
2013-03-25；改回日期2013-04-25。
赵欣(1987—)，男，山东即墨人，2009年毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业，在读博士研究生，主要从事海洋深水钻井液完井液技术研究。
联系方式：(0532)86981847，upczhaoxin@126.com。
教育部“长江学者和创新团队发展计划”项目“海洋油气井钻完井理论与工程”(编号：IRT1086)、国家自然科学基金重点资助项目“超临界二氧化碳在非常规油气藏中应用的基础研究”(编号：51034007)、国家自然科学基金资助项目“页岩气储层保护机理及方法研究”(编号：41072094)资助。
10.3969/j.issn.1001-0890.2013.03.007
TE254
A
1001-0890(2013)03-0035-05
[编辑 刘文臣]
