油基钻井液在焦页197-4HF井的应用

2018-06-07邵兆美赵世贵秦波波

山东化工 2018年10期

邵兆美, 赵世贵,秦波波

(1.中石化华东石油工程有限公司江苏钻井公司，江苏扬州 225261;2.荆州市学成实业有限公司，湖北荆州 434000;3.长江大学化学与环境工程学院，湖北荆州 434000)

油基钻井液具有抗污染能力强、防塌效果、热稳定性和润滑性好等优点，成为了高温深井、页岩气水平井及各种复杂地层的首选钻井液体系[1-4]。焦页197-4HF是中石化华东油气分公司布置在涪陵页岩气田平桥南区197平台的一口开发井。该井为三开制大位移水平井，三开2614～4941m，水平段长2327m。三开地层多以硬脆性泥页岩为主，其微裂隙、裂缝发育，施工过程中存在较大的井壁失稳和井漏风险。在该井采用荆州学成公司的油基钻井液体系，施工过程中，返砂情况正常；钻进、起下钻等作业通畅；钻井液性能稳定；无掉块、垮塌等井壁稳定问题；钻井周期比邻井197-2HF节省了两天。

1 油基钻井液配方及性能

1.1 室内实验

在室内进行多次小型实验，最终确定以油水比(体积比)：80∶20为基础，并进行了多次配方调整，检测其基本性能[5]；根据结果初定了现场使用配方。其中4组实验结果见表1。

表1 室内实验结果

注：1#：320g柴油+2.5%主乳+1%辅乳+2.8%CaO+1.5%有机土+1.5%增粘剂+3%降滤失剂A+0.2%降滤失剂B+0.2%降滤失剂C+80gCaCl2(26%盐水)+重晶石加重至1.45g/cm3；2#：320g柴油+2.5%主乳+1.3%辅乳+2.8%CaO+1.5%有机土+1.5%增粘剂+3%降滤失剂A+0.2%降滤失剂B+0.2%降滤失剂C+80gCaCl2(26%盐水)+重晶石加重至1.60g/cm3，130℃*16h老化；3#：320mL柴油+2.5%主乳+1%辅乳+2.8%CaO+2%有机土+2%增粘剂+3%降滤失剂A+0.2%降滤失剂B+0.2%降滤失剂C+80mLCaCl2(26%盐水)+重晶石加重至1.45g/cm3；4#：320mL柴油+2.5%主乳+1.3%辅乳+2.8%CaO+2%有机土+2%增粘剂+3%降滤失剂A+0.2%降滤失剂B+0.2%降滤失剂C+80mLCaCl2(26%盐水)+重晶石加重至1.60g/cm3，130℃*16h老化。

从4组实业数据可以看出，油基钻井液体系在热滚后破乳电压和静切力都有一定的上升趋势，且其他各项性能满足现场要求。通过实验结果以及考虑综合成本优选出的油基钻井液配方为：[油水比0#柴油:CaCl2水溶液(26%)=80∶20]+2.5%主乳化剂+1%辅乳化剂+1.0%有机土+3%CaO+1.5%增粘剂+3%降滤失剂A+重晶石，加重至1.45 g/cm3。经130℃*16h老化后，其基本性能见表2。

表2 钻井液基本性能

从上表2可以看出，在密度为1.45g·cm-3、热滚温度为130℃的情况下，该钻井液具有较好的流变性；高温高压失水为2.4mL；其破乳电压为566V(55℃)；能满足现场钻井要求。

1.2 现场复验

焦页197-4HF采用新浆改造老浆的方式配置钻井液，将老浆和新浆按不同比例在130℃×16h热滚后加热至50℃测其性能，各项性能见表3。

表3 改造老浆基本性能

从表3可以看出，老浆的粘切较高，必须用新浆进行改造；在完全用新浆的情况下，各项性能都能满足钻进要求；从改造老浆的实验结果可以看出，新浆与老浆的配伍性好，采用50∶50和60∶40两种方案都能满足钻进要求；由于老浆粘切高，现场施工中配置新浆时可以不用加入有机土和增粘剂，以便保持钻井液适当的切力。

2 现场应用

2.1 配制油基钻井液

①清罐。二开固井后清洗地面泥浆罐，将联通槽、罐底等部位的沉砂清洗干净；②疏通参与钻井液循环的各个泵及管线；③在配浆罐注入柴油；④根据实验配方比例，在配浆漏斗中依次加入2.5%主乳、1%辅乳、1.0%有机土、3%CaO、1.5%增粘剂、3%降滤失剂；⑤在6#小罐仓内加入10m3清水+ 2.6t CaCl2配制26%的CaCl2水溶液；并将配好的CaCl2水溶液通过混合漏斗缓慢泵入配浆罐中；⑥用剪切泵和地面搅拌器等其进行充分剪切、搅拌，使钻井液充分乳化。⑦乳化过程结束后，按设计配方加入2%～4%超细、重晶石搅拌均匀。检测钻井液基础性能，然后将钻井液密度调整至1.45g/cm3。⑧替浆前先打入5 m3柴油或26%氯化钙水溶液作为前置液，防止在循环过程中串浆。

2.2 调控油基钻井液主要性能

2.2.1 密度

三开钻井液密度以地质设计提示的地层压力系数为参考，同时借鉴邻井资料，确定钻进密度为1.45～1.51 g/cm3。在实钻过程中，根据井下情况，返砂及气测值的大小、后效气测值的大小、单根气的大小，逐步调整钻井液密度[6]。由于水平段地层井漏风险较大，在保证安全作业的前提下，采取低密度钻进；实时关注钻井液出口密度，利于固控设备在及时清除有害固相的同时通过添加加重材料控制钻井液的密度。本井最终完钻密度为1.51 g/cm3。

2.2.2 流变性

在使用油基钻井液时，通过控制有机土、增粘剂的加量使钻井液的粘度切力在合理范围内，加强一级固控，三开钻进过程中，振动筛使用200～250目，合理使用离心机，减少无用固相，降低塑性粘度[7]；控制柴油和氯化钙盐水的加量以获得最优的油水比[8]，以便调整钻井液粘切。根据钻井液密度和固相含量的提高，补充部分辅乳化剂，改变钻井液体系中固相的润湿性，以达到破坏细微水滴吸附在固相颗粒上的目的，破坏颗粒间通过氢键结合形成的网状结构，降低钻井液的粘度[9]。

2.2.3 高温高压滤失量

油基钻井液失水量低，而且滤液机会全为油相，这是油基钻井液能够保护油气层和适用于易坍塌复杂地层的主要原因[10]。该井钻井液高温高压滤失量在2.8mL以下。为了加强油基钻井液对近井壁地层的物理封堵能力，选择1200目超细钙和液体沥青进行复配，从而提高油基钻井液体系的物理封堵能力，减少油基钻井液的损耗。

2.2.4 电稳定性

油基钻井液的核心问题是，在使用过程中必须保证乳状液的稳定性，破乳电压(Es)是衡量乳化稳定性的定量指标，高破乳电压是钻井液稳定性的重要表征，控制高破乳电压的目的是提高泥浆的乳化稳定性[10-11]。在钻进过程中，保持高的乳化剂浓度、处理剂的亲油性、以及控制好油水比是控制破乳电压的关键。同时，在配浆过程中充分剪切、钻进过程中及时清除钻井液中的有害固相也有利于提高破乳电压，提升钻井液体系的稳定性。

本井在实钻过程中，油基钻井液替浆循环两周后测的破乳电压高于600V，完钻时破乳电压高于1300V，体系稳定。