高动塑比油基钻井液体系研究及应用

2014-03-18谢华张伟国中海石油中国有限公司深圳分公司钻完井部广东深圳518067

石油天然气学报 2014年10期

谢华，张伟国（中海石油（中国）有限公司深圳分公司钻完井部，广东深圳518067）

严海源（中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，广东深圳518067）

番禺34-1气田位于中国南海北部海域珠江口盆地，该气田共钻井7口，其中包括5口水平井和2口定向井，平均井深为5229m，最大井深为6312m，最大水平位移为4865m，属于典型的超大位移井，地温梯度为4．08℃／100m，地层最高温度为150℃。

1 番禺34-1气田钻井液难点及技术对策

1）扭矩该气田最大水平位移为4865m，大位移水平井中钻具与井壁的旋转阻力随着井眼的加长而成比例地增加，而钻井平台的顶驱能力会由于阻力的进一步增加而无法驱动钻具的旋转。因此，只有钻井液具有足够的润滑性能，才能够有效地降低扭矩与阻力。

3）井眼净化大位移水平井由于井段较长，且具有一定的倾角或水平段，钻屑容易沉积在井眼底部，一旦沉积，再冲刷起来将非常困难。因此，要求钻井液的流变性具有良好的携砂与井眼清洁的能力。

4）泵压与压耗大位移井延伸较长，随着不断的钻进，泵压持续升高，带来压力激动、甚至压漏地层等问题。因此要求钻井液必须具有较低的塑性黏度，同时为了满足携砂的要求，要求高动切力，即动塑比高。

2 高动塑比油基钻井液体系研究

为解决以上问题，采用油基钻井液进行钻进，但油基钻井液普遍存在切力低等问题，为此室内研究了油基钻井液体系的流型调节剂。该流型调节剂具有降低塑性黏度、提高动切力等作用，能够有效调节油基钻井液体系的流变性能，并最终形成了适合于大位移井的油基钻井液体系。

2.1 流型调节剂性能评价

实验室评价了流型调节剂对油基钻井液体系流变性能的影响。评价配方：3＃白油＋2．5%主乳化剂HIEMUL＋0．5%辅乳化剂 HICOAT＋HIRHEO-A 流型调节剂＋2．0%氧化钙＋1．0%有机土MOGEL＋1．0%增黏剂HIVIS＋3．0%降滤失剂HIFLO＋水相（26%氯化钙溶液）＋重晶石调节密度至1．30g／cm3（配方中的百分数为质量分数，下同），油水体积比为80∶20。从表1可以看出，流型调节剂HIREHO-A的加入，能够显著提高油基钻井液的动塑比，降低塑性黏度，提高动切力。高的动塑比以及较低的塑性黏度有利于降低泵压，减小环空压耗。

表1 流型调节剂性能评价

2.2 抗温性能评价

温度对乳状液产生较大的影响，当温度超过乳化剂的耐温能力时，乳化剂就会裂解而失掉应有的效用，因此在配制乳状液时应该考虑乳化剂的抗温能力，选择抗高温的乳化剂。在不同的热滚老化温度时，钻井液体系会表现出不同的性能。因此，在现场运用过程中，由于地层温度的不同，要求所采用的油基钻井液体系具有相对广泛的温度适应范围，以满足不同温度条件下钻井施工作业的需要。

表2 油基钻井液体系抗温性能

从表2可以看出，该体系具有较好的抗温性能，即使温度达到150℃时性能依然较为优异，尤其是高温高压滤失量较低。

2.3 抗污染性能评价

钻井液的一个重要功能是携带钻屑，但是钻井液抗污染能力必须足够强，才能够避免钻屑、盐水等侵污造成性能恶化等事件的发生，实验室采用现场番禺34-1气田的钻屑进行侵污试验，钻屑过100目筛，其侵污性能如表3所示。该体系抗污染能力较强，即使侵入质量分数15%的钻屑（有害固相）后，其性能依然较好。

2.4 抑制性及润滑性

抑制性主要反映的是钻井液稳定井壁的能力，室内通过滚动回收率进行了抑制性评价。105℃烘干6～10目钻屑，在150℃老化16h后，过40目筛，筛余在105℃烘干即为回收率，测定第一次回收率为99．5%；再将回收后的钻屑继续放入钻井液中，测定第二次回收率为92．4%，说明体系具有较强的抑制性能。钻井液的润滑性反映了现场扭矩的大小，摩阻因数越低，扭矩越小。室内采用Fann公司的EP极压润滑仪评价体系的润滑性，计算摩阻因数为0．07，可以满足大位移井对润滑的要求。