HEM钻井液室内研究与在BD气田的成功应用

2018-07-12张文彬王洪伟王雪松

非常规油气 2018年3期

张文彬，王洪伟，王雪松

(中海油田服务股份有限公司油田化学事业部湛江作业公司，广东湛江　524057)

BD区块在1987年和1989年分别钻过两口勘探井，当时的钻井液体系以简单的KCl聚合物为主，在打钻期间遇到了各种井下问题，包括钻头泥包、抽吸、环空憋压、漏失、溢流等复杂情况，侧钻井眼三次，情况异常复杂，无法满足开发要求。进入新世纪，随着天然气需求的增加，该气田迎来了商业开发窗口，HCML公司决定启动该气田的开发计划，首批四口水平井钻井计划。随着石油勘探技术的发展，钻井液工艺技术也迎来了高速发展[1-3]，新的高温高压钻井液、高性能钻井液、合成基钻井液等可以有针对性地解决井下复杂情况。其中高性能钻井液技术以其较强的抑制性和环保性得到广泛的认可，并逐渐替换高污染的油基钻井液作业[4]，为解决底层复杂的井提供了更好的解决方案。目前国内的中海油罗健生等研究的HEM高性能钻井液[5-6]，其密度不超过1.6 g/cm3，具有较强的抑制性和优良的防泥包性能，一般使用在南海深水区块，没有在高温高压井的应用经验。本文以高密度[7](1.85 g/cm3)HEM高性能钻井液为基础，通过室内评价对比和现场成功应用，系统研究高密度HEM 钻井液与常规钻井液相比的优异之处，为高温高压区块[8-11]继续开发应用该钻井液体系提供借鉴经验。

1　技术难点

2　高密度HEM体系的室内研究

2.1　基本配方

通过系列室内试验最终确定，钻井液流变性适中、可以满足携砂需求的高密度HEM钻井液体系的基本配方如下：

海水+1.4 kg/m3纯碱+5.7 kg/m3PF-PAC LV(聚阴离子纤维素)+14.25 kg/m3PF-FLO(土豆淀粉)+1.42 kg/m3PF-XC(提黏剂)+28.5 kg/m3KCl(氯化钾)+2% PF-UHIB(聚胺抑制剂)+ 重晶石(加重到1.85 g/cm3)。

对应的钻井液性能见表1(老化条件为120 ℃，16 h)：

表1　HEM钻井液基础配方老化前后性能Table 1　Drilling fluid properties of basic HEM formula before and after aging

2.2　抑制性评价

高性能HEM体系以聚胺作为抑制剂，在水溶液中游离出氨基阳离子，吸附在带负电荷的黏土晶层间，压缩双电层，起到抑制泥岩膨胀水化、保持井壁稳定的效果。其抑制性的强弱为体系的关键，通过试验评价合适的聚胺加量，试验基础配方见表2，不同浓度聚胺配方的线性膨胀率变化如图1所示。

表2　基本试验配方表Table 2　Basic testing formula

图1　不同浓度聚胺配方的线性膨胀率Fig.1　Liner welling fate of formulations with different polyamine concentrations

由图1可以看出，体系中聚胺的浓度在2%时，线性膨胀率即已达到最小值，线性膨胀率约20%，远优于仅使用KCl作为抑制剂的58%膨胀率，可以大幅增强泥浆的抑制性；继续提高聚胺浓度到3%，抑制性没有明显变化，最终确定现场以表2中配方3的2% PF-UHIB作为基准浓度。

2.3　防泥包特性评价[1-2]

现场作业中，钻具泥包往往会影响岩屑在环空中的传输，降低机械钻速，耽误工期，因此对钻井液体系的设计要求考虑钻井液流体具有减少或避免钻具泥包的特性，这就要求钻井液可以改变钻具和岩屑的界面张力，减少岩屑和钻具之间的交接和吸附力，避免泥包的发生。HEM钻井液体系由于使用了PF-HLUB的防泥包润滑剂，有效改善了接触介质的界面张力，现场应用具有良好的防泥包特性。室内通过试验模拟对比常规钻井液和HEM钻井液的防泥包性能如图2所示。

图2　防泥包能力试验评价Fig.2　Anti balling performance evaluation

试验中，将不锈钢管放入泥浆中的老化罐中，并放入现场岩屑，在滚动老化期间，模拟现场钻具在井壁与岩屑的挤压和接触，以黏附的钻屑数量作为评判钻井液防泥包性能的依据。

表3　防泥包试验结果Table 3　Anti balling testing results

通过表3的试验结果对比发现，添加防泥包润滑剂的样本，岩屑黏附在金属棒上的很少；而没有添加防泥包润滑剂的试验中，金属棒上面黏附了大量钻屑；在防泥包润滑剂浓度达到2%时，模拟金属棒上没有任何岩屑黏附在上面，其泥包概率为常规钻井液泥包概率的4%，具有良好的防泥包效果。

2.4　抗污染能力评价

该项目井采用批钻模式，所有的HEM钻井液都要回收重复利用，在这一过程中低密度固相含量必然逐渐累积；另外由于钻井液本身密度较高，导致固相含量高，钻井液的钻屑容量降低，因此评价钻井液体系抗钻屑污染的能力尤为关键。试验采用向钻井液配方中加入71.25 kg/m3评价土，测量120 ℃热滚老化16 h后的性能变化情况，判断钻井液体系的抗钻屑污染能力分强弱，试验结果见表4。

空白配方为HEM的基本配方，污染配方为空白配方+71.5 kg/m3评价土配方，测量性能为经过120 ℃老化16 h，在120 ℃测量的性能。

通过评价土污染前后的流变性变化范围可以控制在25%以内(项目技术标书要求，经验值)，波动比较平缓，污染后的钻井液性能仍然可以满足作业要求，说明该钻井液体系的模拟抗污染强度可以满足现场作业要求。

表4　钻井液污染前后钻井液性能变化趋势Table 4　Drilling fluid properties before and after contamination

3　高密度HEM钻井液现场应用

3.1　现场钻井液性能维护

基本配方：海水+1.4 kg/m3Soda Ash(纯碱)+5.7 kg/m3PF-PAC LV(聚阴离子纤维素)+14.25 kg/m3PF-FLO(土豆淀粉)+1.4 kg/m3PF-XC(提黏剂)+42.75 kg/m3KCl(氯化钾)+2% PF-UHIB(聚胺抑制剂)+2% PF-HLUB(防泥包润滑剂)+Barite(重晶石，加重到1.85 g/cm3)。