秘鲁西北部TALARA浅海区块钻井液技术研究与应用

2020-03-09王勇强董宏伟

钻采工艺 2020年5期

曹辉，王勇强，董宏伟

(1低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 2中石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院)

秘鲁西北部塔拉拉近海区域及邻近的厄瓜多尔瓜亚基尔近海区域地质地貌较为接近，油气储量丰富，目前开发力度较大，但地层极不稳定，井下事故频发，据已完钻井数据统计井下事故率高达14%，卡钻事故时有发生。当地受热带沙漠气候的影响，淡水缺乏严重导致大量淡水输送不能及时，造成等停非生产时间,严重影响钻井时效。而且，该区块位于世界四大渔场之一的秘鲁渔场海域范围，海洋生态环境极其敏感，当地环保组织对该海域环保监控极其严厉，钻井作业环保压力十分巨大。因此，如果能以海水为连续相结合环保性能良好的化学组分，可有效提高井壁稳定性、降低该区域浅海钻井对淡水资源的依赖程度，同时满足当地海洋钻井环保要求。

目前，海洋钻井关键钻井液技术主要是低温下钻井液流变性控制技术[1-4]、海洋钻井井壁稳定技术[5-9]以及近海钻井环保钻井液技术[10-17]。本文拟通过优选关键处理抗温抗盐降滤失剂CYJ-1为主剂，优选其他环保添加剂，形成海水基环保型钻完井液体系，解决该秘鲁西北部塔拉拉断陷盆地海洋浅水钻井淡水资源短缺、井壁失稳、低温流变性差、钻井环保压力大等技术难题，为进一步开拓海外钻井液技术服务市场做好充分的技术储备。

一、现场配制钻井液用海水成分分析

秘鲁TALARA海域近海盐场分布广泛，海盐使用十分便捷，采用海盐加重不仅能够大大降低钻井液成本，而且可以降低钻井液中有害固相含量而保持良好的钻井液性能。因此，采用当地海盐配制质量比20%的饱和盐海水作为钻井液用基液。20%饱和盐海水中Cl-含量为91 326 mg/L，总Ca2+、Mg2+含量(总硬度)为8 926 mg/L。高含量的Ca2+、Mg2+对钻井液体系的处理剂，尤其抗温抗盐降失水剂提出了极高的要求，因此，抗温抗盐降失水剂的研选成为体系研发成功的关键。

二、海水基环保型钻井液关键处理剂的优选

1. 抗温抗盐降失水剂的优选

室内选取G333、CYJ-1和CYJ-2三种抗盐抗高温降滤失剂进行热滚实验，热滚前后性能对比见表1。

表1 降滤失剂热滚前后性能对比(140℃×16h)

表1可知，在同样加量的条件下，降滤失剂CYJ-1的降滤失效果最好，且可抗140℃高温，因此选用CYJ-1作为体系的降滤失剂。

2. 润滑剂的优选及加量选择

选取润滑剂DRH、RSD-3、JN-300和G303四种润滑剂进行优选实验，基浆配方：水+0.3%NaOH+6%膨润土+20%海盐，水化24 h，结果见图1。

图1 不同润滑剂摩擦系数降低率

图1可知，G303摩擦系数降低率最大，润滑效果最好，因此选3.0%为润滑剂G303的最佳加入量。

3. 提黏剂的优选

选取几种绿色环保型提黏剂，以“3%膨润土浆+ 20%海盐”为基浆，进行流变性评价，结果见表2。

表2 提黏剂优选实验结果(140℃×16h)

表2可知，老化前后提黏效果最好的是XCD，其次是PAC-H，因此选用XCD和PAC-H复配作为体系的提黏剂。

三、海水基环保型钻井液体系性能评价

通过对体系所用关键处理剂抗温抗盐降滤失剂的优选和其他环保型处理剂的优选，构建海水基环保型钻完井液体系，并对体系配方进行性能评价。

1. 体系环境指标评价

使用哈希CODmax plus sc型分析仪，哈希BOD Trak II型分析仪以及DXY-3型生物毒性测试仪进行体系的环保指标评价，环保性评价参考标准：SY/T 6788-2010《水溶性油田化学剂环境保护技术评价方法》，和SY/T 6787-2010《水溶性油田化学剂环境保护技术要求》。评价结果表明，海水基环保型钻完井液体系BOD5/CODCr为0.663，易降解，生物毒性EC50值为24 600 mg/L，无毒。

2. 体系抑制性评价

使用OFI 150-80-1-230V型高温动态线性页岩膨胀仪进行岩心膨胀率测试评价实验，见表3。

表3 体系的抑制性评价实验

由表3可知，8 h后岩心膨胀量降低率达到74.33%，16 h后达到67.73%，说明体系抑制性强。

3. 体系加重实验

使用重晶石对海水基环保型钻井液体系进行加重能力评价，结果见表4。

表4 体系加重实验数据

表4可知，体系的密度加重到1.70 g/cm3，体系流变性能良好。

4. 体系低温流变性评价

以5℃和25℃的表观黏度比值和动切力比值来评价体系低温流变性是否良好，使用美国Chandle公司7600型高温高压流变仪评价体系的低温流变性，结果见表5。

表5 低温流变数据

表5可知，随着膨润土量和体系密度降低，5℃和25℃的表观黏度比值和动切力比值降低，因此，可以通过降低体系膨润土量和固相含量改善体系低温下流变性。

5. 体系高温流变性评价

使用美国Chandle公司7600型高温高压流变

仪进行了体系的高温流变性评价，结果见表6。

表6可知，体系温度达到150℃时，体系黏度突降，说明体系最高抗温140℃。

表6 高温流变数据

四、现场试验应用

1. 现场试验概况

针对秘鲁近海区块海洋浅水钻井井壁失稳、淡水资源短缺、环保压力大的问题，通过优选关键处理抗温抗盐降滤失剂为主剂，构建海水基环保型钻井液体系，研究成果在Z-2B浅海区块ONSHP-XX井和PN4-XX井进行了2口现场试验井，其中ONSHP-XX井顺利钻穿192 m褐色泥岩，PN4-XX钻穿141 m褐色泥岩，低温流变性良好，未发生井下复杂，均顺利完成钻井任务，2口试验井平均机械钻速得到大幅提高，平均钻井周期比其它井平均缩短5.88 d，电测均一次成功，取得了良好的应用效果。