深水高温高压井钻井液技术

胡文军， 程玉生， 李怀科， 向雄， 杨洪烈， 熊勇

深水高温高压井钻井液技术

胡文军， 程玉生， 李怀科， 向雄， 杨洪烈， 熊勇

（中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，广东湛江 524057）

胡文军，程玉生，李怀科，等.深水高温高压井钻井液技术[J].钻井液与完井液，2017，34（1）：70-76.

HU Wenjun， CHENG Yusheng， LI Huaike，et al. Drilling fluid technology for deepwater HTHP Well[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（1）：70-76.

LS25-1S-1深水高温高压井实钻井深为4 448 m，完钻层位为梅山组，采用六开井身结构，φ212.7 mm井段为目的层段，压力系数预测为1.70～1.84，安全密度窗口窄，需重点关注井控、防漏和水合物生成的预防；同时由于井底温度约为147 ℃，而出口温度只有17 ℃，保持钻井液在高密度下的高、低温稳定性、防重晶石沉降、良好流变性和储层保护是该井段技术重点。以LS区块气源为研究对象，通过利用水合物抑制软件HydraFLASH绘制不同抑制剂浓度下水合物P-T相图，优选出钻进及静止期间水合物抑制配方：（9%～15%）NaCl+5%KCl+10%KCOOH +（0～45%）乙二醇。选用了抗高温降滤失剂HTFL，其加量为0.8%时体系高温高压滤失量小于10 mL，泥饼质量好。研发了一种新型的封堵剂PFFPA，PF-FPA较FLC2000具有更好的封堵降滤失效果。性能评价结果表明，该体系抗温达170 ℃，高低温流变性平稳，能抗10%的钙土污染，而且沉降稳定性好，封堵能力强，渗透率恢复值在80%以上，储层保护效果好。在现场应用中，通过Drill Bench软件模拟，将排量降至1 400 L/min，此时ECD为1.94 g/cm3，小于漏失压力当量密度（1.96 g/cm3），ROP为10 m/h，岩屑传输效率仍在85%以上，满足携岩要求。该井顺利完钻，表明该套钻井液技术解决了现场作业难题。

深水；高温高压；钻井液；水合物；窄安全密度窗口

深水高温高压井钻井液技术是集深水和高温高压特点于一身的一项特殊钻井工艺。随着水深的增加，海床附近的温度逐步降低，随着井深的增加，井底的温度又在不断升高，压力也随着增加。因此，深水高温高压井钻井液技术需要解决低温、高温、高压共存的问题。对钻井液而言，需要其在高密度条件下、低温-高温变化的环境中具有相对稳定的流变性，良好的水合物抑制能力，能够维持井壁稳定，具备一定的防漏功能[1-5]。在中海油服深水钻井液体系的基础上，对深水高温高密度钻井液低温-高温流变性调控的研究、水合物抑制剂配方的优选、水力学计算及防漏堵漏等配套技术的构建，形成了适用于南海的深水高温高压井钻井液技术[6]。

1 深水高温高压井钻井液技术研究

1.1 热力学抑制剂的优选

考虑到钻井液成本和现场施工工艺，目前深水井钻探过程中水合物的抑制有全防和半防2种方案。全防是指在钻进期间钻井液中的水合物抑制剂能够满足静置期间预防水合物生成的要求，而半防是指钻进期间钻井液中的水合物抑制剂不能满足静置期间预防水合物生成的要求，静置时要在泥线附近注入一段全效水合物抑制液，以达到泥线附近不形成水合物的目的[7]。全防方案虽然不用考虑静置期间BOP附近形成水合物， 但往往水合物抑制剂的用量大， NaCl的含量通常在15%～25%， 乙二醇的含量在20%～40%。这样必然会给钻井液配制和场地安排带来难度， 同时钻井液成本大幅度升高。因此， 从经济和环境保护的角度考虑， 决定使用半防方案。结合LS区块深水高温高压井的水深，室内对几种常用热力学抑制剂的应用效果进行了评价。

1）NaCl盐水气体水合物相图。以LS区块气源为研究对象，通过水合物抑制软件HydraFLASH绘制了不同NaCl浓度下水合物P-T相图，结果见图1。由图1可知，随着NaCl浓度升高，相同温度下形成水合物的临界压力越高。因此，NaCl作为常用的热力学抑制剂，其通常加量在5%以上，同时，NaCl的加入能够提高体系的抑制能力，还可以提高体系的密度。

图1 不同浓度NaCl盐水水合物P-T相图

2）KCl盐水气体水合物相图。KCl常作为钻井液页岩抑制剂，加量通常为4%～8%。利用软件绘制了不同浓度KCl盐水的水合物P-T相图，见图2。由图2可知，相同浓度下，KCl的水合物抑制能力稍弱于NaCl，5%KCl盐水当压力为18 MPa时，水合物形成的临界温度为19 ℃。

图2 不同浓度KCl盐水水合物P-T相图

3）乙二醇气体水合物相图。LS区块气体在不同浓度乙二醇溶液中的P-T相图见图3。

图3 不同浓度乙二醇溶液水合物P-T相图

由图3可知，随着乙二醇浓度的升高，临界压力也不断升高。一般情况下乙二醇的加量在30%～60%左右，如果复配无机盐的话，可适当降低其加量。

1.2 抗高温降滤失剂的优选

在高温高压井作业过程中， 目前常用的抗高温降滤失剂有Chevron Phillips Chemical公司生产的Dristemp（适用温度150～200 ℃）和Driscal D（适用温度200～220 ℃）， 以及汉科新技术股份有限公司生产的HTFL和HVS（适用温度150～180 ℃）等。通过前期单剂的优选， 结合LS25-1-3井的实际温度， 并综合产品性能、货源保障和成本， 初步选用抗高温降滤失剂HTFL。预构建的钻井液中还添加了聚磺抗高温降滤失剂PF-SMP HT和PF-SPNH HT，水合物抑制剂选用NaCl和KCl， 进行了160 ℃的高温实验，并与国外抗高温降滤失剂DrisTemp进行了对比，结果见表1。由表1可知，随着HTFL加量的不断升高，体系的黏度越来越大，滤失量也在减少，当加量在0.8%时，体系的流变性稳定，高温高压滤失量小于10 mL，泥饼质量好。实验用钻井液配方如下。

0#1.5%膨润土+0.2%Na2CO3+0.3%NaOH+ 0.2%PF-PAC LV+4%PF-SMP HT+5%PF-SPNH HT+ 3%PF-FT-1+10%KCOOH+5%NaCl+5%KCl+262 mL海水+530 g重晶石，密度为2.0 g/cm3。

表1 深水高温高压井钻井液基本性能

在0#+0.8%HTFL的基础上，室内优选出4套适合深水高温高压井钻井液配方，进行了170 ℃的高温实验，结果见表2。由表2的实验数据确定深水高温高压井体系钻井液配方为3#配方。

1#0#+0.8%HTFL

2#0#+0.8%DrisTemp

3#1#配方中PF－SMP HT和PF－SPNH HT

的加量均减小为3%

4#1#+170 g重晶石

表2 170 ℃深水高温高压井钻井液体系基本性能

1.3 抗高温封堵剂的优选

国内外针对泥页岩地层的钻井液防塌封堵理论及相应的技术进行了大量研究，并取得了一定成绩，但由于长裸眼井段中的裂缝、层理、裂隙复杂及钻井荧光级别要求，传统水基钻井液封堵剂很难满足要求。为此，从水基钻井液封堵剂特征出发，通过大量室内实验，研发了一种新型的封堵剂PF-FPA，并用渗透封堵测试仪评价了其封堵效果，该设备能够对不同温度模拟，不同渗透率地层进行评价实验，结果见表3、表4和图4、图5。实验还对比评价了FLC2000的封堵效果，并考察了PF-FPA和FLC2000封堵剂对基浆基本性能的影响。由表3可以看出，FLC2000对钻井液有增黏作用，而PFFPA基本上不影响基浆的性能。由表4、图4和图5可以看出，PF-FPA较FLC2000具有更好的封堵降滤失效果，FLC2000钻井液所形成的滤饼较厚，表面毛糙，而PF-FPA钻井液形成的滤饼较薄，表面光滑。因此，自研封堵材料PF-FPA要优于国外成熟的封堵材料FLC2000。实验用基浆配方如下。

2%膨润土+0.2%Na2CO3+0.6%PF-PAC-LV+ 0.3%PF-PLUS+0.1%XC+5%KCl+2%PF-UHIB

表3 不同封堵剂对基浆性能的影响（50 ℃）

图4 PPT滤失量和时间平方根的关系图注：实验温度为150 ℃，砂盘渗透率为10 μm2。

表4 加有不同封堵剂钻井液的PPT封堵实验

图5 不同封堵浆配方的PPT泥饼照片

1.4 深水高温高压井钻井液体系的评价

1.4.1 低温-高温条件下钻井液流变性的评价

利用Fann77流变仪对深水高温高压井水基钻井液的低温、中温和高温条件下的流变性进行了评价，结果见表5。由表5可知，该钻井液从低温到高温具有很好的流变特性，随着温度的升高，体系的黏度趋于平缓，动切力的变化趋势也较好，满足深水高温高压井钻井液作业的要求。

表5 不同温度下高温高压水基钻井液的流变性能

1.4.2 抗污染能力评价

在深水高温高压井钻井液中加入不同含量钙土，对比污染前后体系黏度和滚后高温高压滤失量的变化情况，结果见表6。由表6可知，加入钙膨润土后，钻井液污染后的流变性都有所增加，但幅度不大，这说明该体系具有一定的抗污染能力。

表6 深水高温高压井钻井液的抗钙膨润土污染实验

1.4.3 沉降稳定性评价

采用静态沉降评价方法，对深水高温高压井钻井液的沉降稳定性进行了评价，结果见表7。

表7 深水高温高压井钻井液在不同温度下的沉降因子

由表7可以看出，在20和50 ℃时，钻井液的沉降因子分别为0.513 4和0.520 6，说明深水高温高压井钻井液在低温下仍具有良好的沉降稳定性。

1.4.4 封堵承压能力评价

配制深水高温高压井封堵钻井液，测定其热滚前后（170 ℃、16 h）的流变性，结果见表8。由表8可知，在170 ℃热滚16 h后，钻井液流变性变化不大，说明了深水高温高压井封堵钻井液具有良好的稳定性。实验用配方如下。

3#+2%FPA+3%CaCO3（0.013 mm∶0.03 mm=4∶6），密度为2.0 g/cm3。

表8 深水高温高压井封堵钻井液的流变性

采用动失水仪测定深水高温高压井封堵钻井液的封堵承压能力，不同时间的滤失量见表9。由表9可知，体系120 min时滤失基本保持不变，钻井液在岩心断面形成封堵，10 MPa下封堵效果明显。

表9 深水高温高压井封堵钻井液的承压封堵数据

1.4.5 水力学模拟计算

针对深水高温高压井下部高压井段，对钻进期间不同排量、不同机械钻速ECD进行了模拟，模拟结果见图6。

图6 ECD、ESD随排量和机械钻速的变化关系

从图6可以看出，相同排量下，机械钻速越高，ECD越高；相同机械钻速下，排量越高，ECD越高，ESD值没有变化（曲线重合）。

1.4.6 储层保护评价

采用LS区块的天然岩心，对岩心进行预处理，先测定岩心基本参数（见表10），再用标准盐水对岩心进行饱和处理。

表10 LS区块不同岩心的基本参数

根据标准SY/6540—2002，采用标准盐水对体系的储层保护效果进行了评价，结果见表11和表12。由此可知，该钻井液的渗透率恢复值均大于89.26%，具有很好的储层保护效果。同时，利用动态损害仪模拟了高压差下钻井液的渗透率恢复值，在10 MPa、150 ℃条件下对岩心污染后，其渗透率由29.64 mD降至24.59 mD，渗透率恢复值为82.96%，说明该钻井液在高压条件下对储层伤害有限，储层保护性能较好。

表11 6-13#岩心储层保护评价实验（压差3.5 MPa）

表12 96-1#岩心储层保护评价实验（压差10 MPa）

2 现场应用

2.1 现场操作工艺（以LS25-1S-1井为例）

2.1.1 井身结构

LS25-1S-1预探井钻探的次要目的层为T27C砂体，主要目的层为梅山组A砂体，实钻井深为4 448 m（垂深，水深990.8 m），完钻层位为梅山组。全井采用6层次套管井身结构，主要目的层位于215.9 mm井眼内。LS25-1S-1井为深水高温高压井，预测地层压力系数：2 000 m以上约为1.00，2 000～3 200 m为1.00～1.22，3 200～4 400 m为1.22～1.70，4 400～4 555 m（TD）为1.70～1.84。预测次要目的层的温度为92 ℃，主要目的层为143～146 ℃，井底温度约为147 ℃。φ311.15 mm井段出现溢流情况，中途完钻钻井液密度为1.76 g/cm3，φ212.7 mm井段完钻钻井液密度为1.94 g/cm3。

2.1.2 高温高压井段维护措施

φ212.7 mm井段为高温高压井目的层段，使用深水高温高压井钻井液体系钻进。使用上井段旧浆与新浆混合调整后作为开钻钻井液，复配比例为1∶1。目的层压力系数预测为1.70～1.84，进入高压层，需重点关注井控和防漏。该井段由于井底温度高达140 ℃，而出口温度只有17～18 ℃，保持钻井液在高密度下的高低温稳定性、防重晶石沉降、良好的流变性和储层保护性能是该井段钻井液维护的重点。钻井液配方如下。

1.5 %预水化膨润土浆+0.3%NaOH+5%NaCl+ 5%KCl+0.2%Na2CO3+10%KCOOH+3%PF-FT-1+ 3%PF-SPNH HT+3%PF-SMP HT+0.8%HTFL+ 0.2%PF-PAC LV+3%PF-UHIB+3%PF-HLUB+3%PFFPA+2%PF-LSF+2%PF-QWY+2%PF-STRH

该钻井液密度为1.90～1.94 g/cm3，漏斗黏度为55～65 s，塑性黏度为40～45 mPa，动切力为10～15 Pa，静切力为4～6/5～8 Pa/Pa，API滤失量为2.4～2.8 mL，pH值为10.0～10.5，膨润土含量为7～14 g/L，φ6读数为5～7，φ3读数为3～6，高温高压滤失量（30 min）为8.4～10.4 mL。

1）水合物预防。φ212.7 mm井段钻遇高压，井控压力较大，排量越小循环温度越低（见图7），生成水合物风险增大。因此，利用水合物软件HydraFLASH计算模拟各种工况下，压井期间最低循环温度。钻进期间水合物部分抑制方案见表13。

静置期间的水合物预防采用全防，抑制剂配方为：15%NaCl+5%KCl+10%KCOOH+45%乙二醇。该配方能把水合物的生成温度降到1.27 ℃，低于泥线温度4 ℃。

图7 不同排量下的最低循环温度

2） 水力学计算。通过Drill Bench软件进行模拟，结果见图8。由图8可以看出，该井段漏失当量密度约为1.96 g/cm3，钻进时ECD与漏失当量密度接近，可通过降低排量降低ECD，当排量降低至1 400 L/min时，ROP为10 m/h时，岩屑传输效率仍在85%以上，此时ECD为1.94 g/cm3。

表13 钻进期间水合物部分抑制方案

该井段泥岩仍然容易抱团，形成泥饼团，影响井眼清洁，造成漏失风险。为了抑制泥岩的水化，该井段采取强抑制的思路，但高密度情况下钻井液中不能加入高分子链的PLUS，所以在开钻钻井液中加入10%甲酸钾，以提供强抑制性。

图8 不同排量下当量循环密度随井深的变化情况

3）钻井液维护措施。①微调密度时采取胶液方式提高钻井液密度，循环加重时严格控制加重速度，每个循环周提0.01～0.02 g/cm3钻井液密度，同时适当加大自由水补充量，根据返出钻井液流变性，必要时可考虑加入Dristemp，调整钻井液流变性。在加重过程中按10 min/包的速度操作。②调整钻井液性能时，尽量以胶液的方式进行维护，不能采取直接向循环池加入的方式。③严禁窜池，不允许用水去冲振动筛、钻杆及钻具。④电测前起钻时严禁使用刮泥板。⑤补充胶液的密度始终比井浆密度高0.1 g/cm3以上。⑥电测前钻井液处理：完钻循环干净后，短起至套管鞋内2～3柱，大排量循环干净，下钻通井到底，根据短起下情况和气测值适当调整钻井液密度，电测长起前，裸眼段垫入润滑性和抗温稳定性良好的封闭液，保障电测顺利。

2.2 溢流对应措施

溢流的对应措施包括 ：①根据关井套压，计算压井所需的钻井液密度，及时配制所需密度的钻井液；②压井期间，合理安排好泥浆池的使用方案；③压井期间，密切关注返回钻井液性能；④压井期间随时监测出口温度，出口钻井液 pH 值，根据压井期间水合物配方加入NaCl或乙二醇，确保不形成水合物，CO2气体影响pH 值快速下降，加入烧碱调整钻井液 pH 值。

3 结论与认识

1.通过对深水高温高压井钻井液技术的室内研究和现场应用，对深水高温高压井钻井施工中存在的风险和难点进行了深入的认识。

2.通过材料优选构建了深水高温高压井钻井液体系，研究了深水高温高压井钻井液低温-高温流变性调控技术，水合物抑制能力评价技术，水力学ESD，ECD控制技术以及深水高温高压井防漏及堵漏技术对策，可以得出形成深水高温高压条件下的钻井液技术。

[1]田荣剑，王楠，李松，等.深水作业中钻井液在低温高压条件下的流变性[J].钻井液与完井液，2010，27（5）：5-7.

TIAN Rongjian，WANG Nan，LI Song.Rheology of drilling fluid in deepwater operation at low temperature and high pressure[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2010，27（5）：5-7.

[2]罗健生，李自立，李怀科，等.HEM深水聚胺钻井液体系研究与应用[J].钻井液与完井液，2014，31（1）：20-23.

LUO Jiansheng，LI Zili，LI Huaike，et al.Research and application of HEM polyamine drilling fluid system in deepwater [J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2014，31（1）：20-23.

[3]徐加放，邱正松，毕波，等.深水水基钻井液的配方优选与性能评价[J].钻井液与完井液，2011，28（4）：4-7.

XU Jiafang，QIU Zhengsong，BI Bo，et al.Formula optimization and performance evaluation of water base drilling fluid in deepwater[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2011，28（4）：4-7.

[4]董星亮，曹式敬，唐海雄，等.海洋钻井手册[M].石油工业出版社，2011：594-610.

DONG Xingliang，CAO Shijing，TANG Haixiong，et al. Ocean drilling handbook[M].Petroleum Industry Press，2011：594-610.

[5]王友华，王文海，蒋兴迅，等.南海深水钻井作业面临的调整和对策[J].石油钻探技术，2011，39（2）：50-53.

WANG Youhua，WANG Wenhai，JIANG Xingxun，et al.Adjustment and countermeasures of deepwater drilling operation in south china sea[J].Petroleum Drilling Techniques，2011，39（2）：50-53.

[6]徐加放，邱正松，何畅，等.深水钻井液中水合物抑制剂的优化[J].石油学报，2011，32（1）：149-152.

XU Jiafang，QIU Zhengsong，HE Chang.Optimization of hydrate inhibitor in deepwater drilling fluid[J].Acta Petrolei Sinica，2011，32（1）：149-152.

[7]许维秀，李其京，陈光进，等.天然气水合物抑制剂研究进展[J].化工进展，2006，25（11）：1289-1293.

XU Weixiu，LI Qijing，CHEN Guangjin，et al.Research progress of natural gas hydrate inhibitor[J].Advances in Chemical Engineering，2006，25（11）：1289-1293.

Drilling Fluid Technology for Deepwater HTHP Well

HU Wenjun, CHENG Yusheng, LI Huaike, XIANG Xiong, YANG Honglie, XIONG Yong
(Division of Oilf i eld Chemistry, COSL, Zhanjiang, Guangdong 524057)

Well LS25-1S-1 is a deep water HTHP well drilled to 4 448 m, completed at the Meishan Formation. A six-interval well prof i le was adopted during drilling. The predicted pressure coeff i cient of theφ212.7 mm target section was 1.70-1.84. Narrow safe drilling window, blowout, lost circulation and the formation of gas hydrate were all problems that needed to be addressed. Meanwhile, the bottom hole temperature and the wellhead temperature are 147 ℃ and 17 ℃, respectively, requiring the high density drilling fl uid to have good high temperature and low temperature stability, good performance in preventing barite settlement, and good rheology. Gas samples from the block LS were used in studying the formation of gas hydrate. HydraFLASH, a computer software, was used to draw the P-T phase diagram of gas hydrates at different concentrations of gas hydrate inhibitors. From the P-T phase diagram, a gas hydrate inhibition formulation used during drilling and non-drilling processes was formulated: (9%-15%) NaCl+5%KCl+10% KCOOH+ (0-45%) MEG. A high temperature fi lter loss reducer, HTFL was selected to control fl uid loss. At a concentration of 0.8% HTFL, the HTHP fi lter loss of the formulated drilling fl uid was less than 10 mL, and quality of the mud cake was satisfactory. PF-FPA, a newly developed plugging agent, was used in the drilling fl uid, and it had better plugging performance than another plugging agent FLC2000. In laboratory evaluation, the drilling fl uid formulated showed high temperature stability (170 ℃), stable rheology at both high temperature and low temperature, resistance to 10% calcium bentonite contamination, good settlement stability and plugging performance, and recovery of permeability higher than 80%. In fi led application, through simulation with computer software Drill Bench, the fl ow rate was reduced to 1 400 L/min, and the corresponding ECD was 1.94 g/cm3, lower than the equivalent density of 1.96 g/cm3, at which lost circulation would occur. At ROP of 10 m/h, the eff i ciency of carrying drill cuttings out of hole was still higher than85%, satisfying the need for hole cleaning. The success in completing the well indicted that the formulated drilling fl uid had solved the problems previously existing in the area.

Deep water drilling; High temperature high pressure drilling; High density drilling fl uid; Gas hydrate; Narrow safe drilling window

TE254.3

A

1001-5620（2017）01-0070-07

2016-11-5；HGF=1606C1；编辑 王超）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.013

胡文军，1979年生，毕业于江汉石油学院化学工程与工艺专业，现从事钻井液与完井液的技术管理与应用工作。电话 （0759）3909815；E-mail：huwj10@cosl.com.cn。