大位移井高效携岩水基钻井液实验研究

李小瑞， 张　宇,， 李宝军， 张家旗， 黄维安, 钟汉毅

(1.陕西科技大学 化学与化工学院, 陕西 西安　710021； 2.中国石油川庆钻探工程有限公司 钻采工程技术研究院长庆分院, 陕西 西安　710021; 3.中国石油大学(华东) 石油工程学院, 山东 青岛　266580 )

0　引言

由于能较大范围控制含油面积及提高采收率，大位移井技术已成为石油勘探开发中的重要技术支撑，作为一种复杂结构钻井技术，对钻井液性能要求更高[1,2].大位移井与钻井液密切相关的技术难题包括井壁稳定、井眼净化和润滑等[3,4].由于大位移井水平位移大、井斜角大，携岩问题比直井更加突出，易形成岩屑床从而导致井下复杂情况，直接影响大位移井延伸极限[5].Okrajni等[6]、沈伟等[7]认为，在层流状态下提高钻井液动塑比可改善井眼净化效果，低剪切速率下切力较大的钻井液能够提高携岩效率.近年来，随着环保意识增强，水基钻井液的应用日益广泛.高性能水基钻井液由页岩抑制剂、包被剂、降滤失剂和润滑剂等组成，具有较强的抑制能力，符合环保要求，效果与油基钻井液相当并可降低钻井成本.国内大位移井水基钻井液技术与国外相比，还有一定差距，如抗高温、润滑等性能较差，制约了水基钻井液在大位移井中的应用[8-10].

大位移井钻井液应具有的性能：表观粘度适中，动塑比、低剪切粘度和静切力值较大，滤失量较低[11]，静结构力强，满足静态条件下岩屑悬浮或大斜度井段、水平井段的携岩要求，同时具备一定的耐温性、抑制性和抗污染性.本文通过室内实验研究，针对大位移井携岩问题，通过优选增粘提切剂、润滑剂及抗高温降滤失剂，构建了一套高性能大位移井水基钻井液，解决了润滑和高温稳定问题，具有强抑制、低滤失、流变好、抗污染的优点，同时可满足大位移井井眼净化要求，对以后大位移井钻井液开发具有一定的参考价值.

1　大位移井水基钻井液配方优化

1.1　主要试剂和仪器

(1)主要试剂：黄原胶XC，黄原胶生物聚合物PF-VIS，部分水解聚丙烯酰胺PF-PLUS，聚丙烯酰胺PAM，瓜胶，羧甲基纤维素钠CMC-LV；高粘度羧甲基纤维素CMC-HV，丙烯酰胺与丙酸盐多元共聚物80A51，包被剂MAN-101，两性离子包被剂FA367，两性离子聚合物降滤失剂JT-888，聚合物降滤失剂JT-1，抗高温聚合物降滤失剂AP220，磺甲基酚醛树脂SMP-1，抗高温抗盐降滤失剂SHO-1，微凝胶高温高压降滤失剂CXA-1，褐煤树脂SPNH，硅氟防塌降滤失剂SF，褐煤类降滤失剂CXB-1；固体润滑剂HTGR，GR-1，液体润滑剂SY-A07，聚合醇及极压润滑剂SD505；无荧光白沥青防塌剂WBF-1，阳离子沥青粉YK-H，低荧光改性沥青防塌剂GLA，低荧光阳离子防塌剂WFT-666，低荧光防塌沥青DYFT，磺化沥青FT-1，包被剂DBF-2，复合金属离子聚合物FA-367，石大聚胺SDPA，正电性井壁稳定剂，多元醇防塌剂SYP-1等.

(2)主要仪器：GJSS-B12K高速搅拌机、泥浆失水量测定仪、GGS42-2高温高压失水仪、NF-1高温高压粘附仪，青岛同春石油仪器有限公司；六速旋转粘度仪，青岛海通达专用仪器有限公司；中国石油大学(华东)泥浆教研室设计的大位移井模拟实验装置等.

1.2　增粘提切剂优选

以“4%膨润土浆”为基浆进行増粘提切剂优选，増粘提切剂加量为0.5%，测试各实验浆120 ℃/16 h老化前后的表观粘度AV、塑性粘度PV及初/终切力G10''/G10''，并以老化前后动塑比τ0/μp、Φ6值为主要考察指标.

由表1可知，PAM、瓜胶的Φ6值较小，在低环空转速下不能有效悬浮岩屑；CMC-LV终切过大且动塑比较小；XC、PF-VIS及PF-PLUS在基浆中的动塑比、Φ6值较大，部分水解聚丙烯酰胺PF-PLUS抗温性好，老化前后流变性变化较小，优选PF-PLUS为增粘提切剂.

表1　增粘提切剂优选结果

1.3　降滤失剂优选

以“4%膨润土浆”为基浆，加量为3%，进行降滤失剂优选，以120 ℃/16 h老化后的API滤失量为主要考核指标.

由图1可知，各降滤失剂老化后滤失量，MAN-101、FA367、JT-888、SHO-1、CXA-1、SF滤失量较小.其中硅氟防塌降滤失剂SF可提高粘土颗粒聚结稳定性，形成致密的滤饼，降低滤失量，同时有机硅分子具有高的键能[12]，抗温性好且对钻井液粘度影响小，为较优降滤失剂.

图1　降滤失剂优选实验结果

1.4　抗盐润滑剂的优选

以“4%膨润土浆400 mL + 0.3%PF-PLUS + 0.6%JT-1 + 3%SD-101 + 3%硅氟防塌降滤失剂SF + 10%NaCl”为基浆，以2%加量进行润滑剂优选，测试各实验浆120 ℃/16 h老化前后的流变性、滤失性及润滑性，并以润滑系数为主要考核指标.

由图2可知，极压润滑剂SD-505在极压条件下，在接触面上生成极压膜，从而将两摩擦面隔开，加入SD-505的钻井液老化前后润滑系数较小分别是0.1449、0.1226，选择SD-505作为较优润滑剂.

图2　润滑剂优选结果

1.5　封堵类防塌剂优选

以“4%膨润土浆400 mL + 0.3%PF-PLUS + 0.6%JT-1 + 3%SD-101 + 3%硅氟防塌降滤失剂SF”为基浆，进行封堵类防塌剂优选，以120 ℃的高温高压滤失量为主要考核指标.

由图3可知，DYFT在磺化沥青的基础上接枝了交联树脂成分，不仅具有沥青的封堵作用，同时增强了材料的刚性和对地层的吸附性，添加DYFT的实验浆的高温高压滤失量最小为13.8 mL，故封堵类防塌剂优选DYFT.

图3　封堵类防塌剂优选结果

1.6　页岩抑制剂优选

选用某地层泥页岩，粉碎、过筛，取2～5 mm岩样.将350 mL清水和抑制剂溶液装入老化罐中，加入50 g筛选的岩样，120 ℃下热滚16 h.将老化后的液体倒入40目筛网过滤，烘干，冷却称重，计算回收率.高分子两性离子聚合物FA-367具有阴离子和阳离子基团，二者协同作用可包被泥浆中的细粘土颗粒并形成空间网架结构，增强体系稳定性，由图4可知，FA-367溶液中页岩回收率最高，故页岩抑制剂优选结果为复合金属离子聚合物FA-367.

图4　页岩抑制优选结果

1.7　大位移井水基钻井液体系优化

测定以下拟定钻井液老化前后的流变性、API滤失量、极压润滑系数、高温高压滤失量(120 ℃/3.5 MPa)及泥饼粘附系数，120 ℃老化16 h，从中优选出性能优良的体系.

拟定配方如下：

配方1：4%膨润土浆+0.3%MAN-101+0.3%FA-367+3%SD-101+3.0%硅氟防塌降滤失剂SF+2.0%DYFT+2.5%极压润滑剂SD-505+1.0%固体润滑剂GR-1.

配方2：4%膨润土浆+0.3%PF-PLUS+0.3%FA-367+3%SD-101+3.0%降滤失剂CXB-1+2.0%DYFT+2.5%极压润滑剂SD-505+1.0%固体润滑剂GR-1.

配方3：4%膨润土浆+0.3%MAN-101+0.3%FA-367+3%SD-101+3.0%降滤失剂CXB-1+2.5%DYFT+2.5%极压润滑剂SD-505+1.5%固体润滑剂GR-1+0.5%聚胺SDPA.

配方4：4%膨润土浆+0.3%PF-PLUS+0.6%JT-1+3%SD-101+3.0%硅氟防塌降滤失剂SF+2.5%DYFT+2.5%极压润滑剂SD-505+1.5%固体润滑剂GR-1+0.5%聚胺SDPA.

由表2的实验结果可知，配方1、2钻井液体系老化前后流变参数变化较大，配方3、4变化较小，且配方4体系动塑比较高，API、高温高压滤失量低，所以选择配方4钻井液体系为最优体系.

表2　大位移井水基钻井液体系优化实验结果

2　大位移井水基钻井液性能评价

2.1　抑制性

(1)选用2～5 mm钻屑，进行120 ℃/16 h的滚动分散实验，对比测试配方4和清水的抑制水化分散能力.配方4的岩屑回收率56.54%远高于清水的13.33%，所以配方4抑制水化分散能力较强.

(2)选用过100目碱性白土，通过页岩膨胀实验，对比测试其抑制水化膨胀能力.由图5可知配方4抑制水化膨胀能力远高于清水，膨胀率降低率达63.2%.

图5　页岩膨胀实验结果

2.2　抗温性

分别在120 ℃、130 ℃条件下热滚16 h，测定配方4的流变性、滤失性.由表3可知，配方4性能参数变化很小，可抗130 ℃.

表3　抗温性评价实验结果

2.3　抗污染性

在配方4中分别添加5%NaCl、0.5%CaCl2、5%劣土，测试120 ℃/16 h老化前后性能.表4中的实验结果表明，配方4分别加入5%NaCl、0.5%CaCl2、5%劣土后粘度、切力、滤失量变化不大，抗氯化钠、抗氯化钙、抗劣土污染性能良好.

表4　抗污染性评价实验结果

2.4　润滑性

采用EP-B极压润滑仪和高温高压粘附仪，测试配方4的极压润滑系数和高温高压泥饼粘附系数，分别为0.114、0.017，表明其润滑、降摩阻性能优良.

2.5　携岩性能

使用中国石油大学(华东)泥浆教研室设计的钻井液循环模拟实验装置进行携岩实验，实验装置结构原理图如图6所示[13].该装置可以实现井斜角在0 °～90 °内连续变化，控制加砂速度的变化对钻进速度模拟，还可模拟柔性管、钻柱偏心度对携岩效率的影响，利用流量计等精密仪器实现对采集数据自动化的功能，模拟井筒采用透明材料制作，可以观察井筒内的岩屑运移情况.实验过程中通过改变环空返速、井斜角、钻杆转速等条件，以环空钻屑浓度为指标评价钻井液携岩性能.

钻井过程中，可通过调控钻井液环空返速及钻井液性能以达到井眼净化的目的.但受泵功率限制和井壁稳定需要，在满足大位移井井眼净化的同时，钻井液密度、环空返速不能过大.在大井斜井段使用高动塑比的钻井液，可形成平板型层流，实现井眼清洁.因此，携岩模拟实验应在低环空返速下进行，钻井液选用动塑比高的配方4，并研究岩屑、井斜角及钻杆转速对井眼净化的影响.

图6　钻井液循环模拟实验装置结构原理图

在钻杆转速150 r/min、偏心度0、井斜角0 °、岩屑粒径2～3目条件下，改变环空返速，得到了不同环空返速下环空岩屑浓度.由图7的实验结果可知，环空返速较低时，环空岩屑浓度约为12%，随着环空返速的增大，环空岩屑浓度降低，当环空返速为0.47 m/s时，环空岩屑浓度接近0.

图7　不同环空返速下岩屑浓度

在钻杆转速150 r/min、偏心度0、岩屑粒径2～3目、环空返速0.47 m/s条件下，改变井斜角，得到了不同井斜角下环空岩屑浓度.由图8可知，井斜角小于15 °时，携岩效率为100%，随井斜角的增加，携岩效率降低，井斜角为60 °时环空岩屑浓度最大为12%.井斜角为90 °时，环空岩屑浓度不超过11%.

图8　不同井斜角下的环空岩屑浓度

在钻杆偏心度0，井斜角90 °，环空返速0.47 m/s，岩屑粒径6～10目条件下，改变钻杆转速，得到了不同钻杆转速下环空岩屑浓度.由图9可得，岩屑粒径尺寸影响钻井液的携岩效果.钻杆转速为0时，携岩效率为93%，随钻杆转速增大，携岩效率提高.

图9　不同钻杆转速下环空岩屑浓度

综上所述，在较低环空返速下，动塑比及Φ6值较大的配方4的携岩效率大于89%，携岩性能良好.

3　结论

(1)构建了一套大位移井高效携岩水基钻井液体系，该体系API滤失量和HTHP滤失量均在10 mL以内，极压润滑系数、粘附系数分别低至0.114、0.017，130 ℃/16 h热滚前后性能稳定，抗NaCl、CaCl2和劣土污染性能好，抑制性强.

(2)通过室内实验验证，大位移井的携岩效果受井斜角、环空返速、钻杆转速及岩屑粒径等因素影响.井斜角增大，携岩效果变差；提高环空返速、钻柱转速有利于改善井眼净化效果.构建的大位移井钻井液体系在较低环空返速下携岩效率大于89%，满足大位移井钻井需要.