抗220 ℃深水高密度钻井液体系构建及性能评价

2020-07-29李炎军吴志明徐一龙向兴金杨玉豪

化学与生物工程 2020年7期

李炎军，吴志明，徐一龙，向兴金，余意，杨玉豪

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东湛江 524057；2.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100；3.湖北省油田化学产业技术研究院，湖北荆州 434000)

我国南海海域石油储量巨大，属于世界四大海洋油气富集区之一，其中70%储藏于深水区。随着陵水17-2气田的发现，南海深水勘探有了实质性的进展，深水油气田的开发迫在眉睫[1-4]。而深水开发钻井对钻井液技术提出了新的挑战：一方面，深水开发钻井引起钻井窗口进一步变窄，对钻井液要求更高；另一方面，深水开发钻井高温高压钻井液面临“高温和低温并存”的双重挑战。这就要求钻井液体系必须在高密度、低温-高温变化条件下具有稳定的流变性，并且在深水低温高压条件下具有良好的水合物抑制能力[5-9]。因此，急需研究出性能优良的钻井液体系以满足深水开发钻井的需求[10-11]。

作者在分析深水高温高密度钻井液技术难点及技术对策的基础上，通过大量室内实验，研制及优选了抗高温增黏提切剂、抗高温降滤失剂以及水合物抑制剂等主要处理剂，并结合其它处理剂，构建了一套适合深水开发钻井的抗220 ℃深水高密度钻井液体系；并在室内对钻井液体系的性能进行了系统评价，以期为南海深水高温高压油气田的勘探与开发提供技术支持和保障。

1 深水高温高密度钻井液技术难点及技术对策

1.1 深水高温高密度钻井液技术难点

(1)海洋深水条件下低温对钻井液性能的影响。深水区块通常在泥线附近会形成一个0～4 ℃范围的低温段，钻至此段时钻井液在低温条件下的流变性能会发生变化，使钻井液的黏度和密度增大，从而产生一种凝胶效应，使钻井液在井筒中流动的摩擦阻力增大，增加了套管鞋处地层被压漏的风险[12]。

(2)高温对钻井液性能的影响。深水井储层高温条件下，钻井液的处理剂会发生氧化降解、交联或去水化的现象，使处理剂的效能降低或完全失效，从而严重影响钻井液体系的流变性能、滤失性能以及抗污染能力等，进而影响到深水钻井施工的进行。

(3)高密度对钻井液性能的影响。随着海洋深水钻井深度的增加，井底压力系数增大，需要增大钻井液的密度以平衡地层压力。而钻井液密度的增大会影响钻井液的综合性能，如钻井液的流变性、沉降稳定性、抑制性、润滑性以及滤失造壁性难以控制，还存在固相难以清除、井壁失稳及处理剂用量过大等问题。

(4)浅层气及气体水合物的形成对钻井液性能的影响。在深水条件下钻井时，如钻遇浅层气，气体混入钻井液中会减小钻井液的密度，增大钻井压力。若在合适的温度和压力条件下，天然气与钻井液中的自由水还可能产生气体水合物，使钻井液的黏度和密度增大，性能下降[13]。

1.2 技术对策

针对深水高温高密度钻井液技术难点分析结果，为满足深水高温高压条件下对钻井液体系的性能要求，需要钻井液体系具有良好的综合性能，既要避免钻井液在低温环境下出现黏度和密度增大导致井漏的风险，又要防止钻井液体系在高温高压条件下降解失效而降低携岩效果。因此，需要研制及优选抗高温处理剂(增黏提切剂、降滤失剂)和水合物抑制剂等核心处理剂，构建一套深水高温高密度钻井液体系，以满足深水钻井施工的需要。

2 抗220 ℃深水高密度钻井液体系配方优选

2.1 抗高温增黏提切剂的优选

由于深水高温高密度钻井液面临的环境特别复杂，流变性调控要求更加苛刻，急需一种既能抗盐又能抗温的增黏提切聚合物材料。从聚合物分子结构设计出发，成功研制了抗高温的钻井液增黏材料——温敏缔合物HTV-8。室内对比评价了HTV-8与国内外其它增黏提切剂(Driscal D、F-4)在淡水基浆中的增黏效果，基浆配方为：淡水+3%评价土+2%增黏提切剂，老化条件为220 ℃×16 h，结果见表1。

由表1可知，在淡水基浆中加入不同类型的增黏提切剂后，表观黏度(AV)和动切力(YP)均明显提高，加入3种增黏提切剂后滚前塑性黏度(PV)和动切力相差不大；但经过220 ℃滚动老化16 h后，加入HTV-8后的黏度和动切力明显高于其它两种增粘提切剂，说明HTV-8具有良好的抗高温性能。因此，选择HTV-8作为钻井液体系的抗高温增黏提切剂。

表1 不同类型增黏提切剂在淡水基浆中的增黏效果

2.2 抗高温降滤失剂的优选

室内选择褐煤树脂、磺化酚醛树脂和磺化沥青作为钻井液体系的主要降滤失剂，评价在基浆中加入不同降滤失剂组合(A:3%SMP-2+5%SPNH+3%DYFT-2；B:4%SMP-2+4%SPNH+3%DYFT-2；C:3%SMP-2+4%SPNH+3%DYFT-2)时体系的降滤失性能，基浆配方为：1.5%海水土浆+0.2%Na2CO3+0.3%NaOH+0.3%PAC-LV+2%HTV-8+降滤失剂+3%JLX-C+重晶石加重至2.1 g·cm-3，老化条件为220 ℃×16 h，结果见图1。

图1 不同降滤失剂组合下的降滤失效果Fig.1 Filtration effects of different filtrate reducers

由图1可知，在相同的实验条件下，降滤失剂组合B的API滤失量(FLAPI)和HTHP滤失量(FLHTHP)均小于其它两组。因此，选择4%SMP-2+4%SPNH+3%DYFT-2作为钻井液体系的抗高温降滤失剂。

2.3 水合物抑制剂的优选

基于经济和对钻井液性能影响的角度出发，室内主要考察无机盐和有机盐的抑制水合物生成能力，通过高压动态模拟水合物热力学条件测试仪评价钻井液中不同水合物抑制剂的抑制效果，结果见图2。

图2 不同水合物抑制剂的抑制效果Fig.2 Inhibiting effects of different hydrate inhibitor

由图2可知，无机盐NaCl和有机盐KCOOH均具有较好的水合物抑制能力，使用5%NaCl+10%KCOOH复配时，钻井液在30 MPa和20 MPa压力下形成水合物的临界温度分别为6 ℃和4 ℃，可以有效抑制水合物的生成。

2.4 钻井液体系配方确定

室内通过对抗高温增黏提切剂、抗高温降滤失剂以及水合物抑制剂的优选，最终确定抗220 ℃深水高密度钻井液体系的配方为：1.5%海水土浆+0.2%Na2CO3+0.3%NaOH+0.3%PAC-LV+2%HTV-8+4%SMP-2+4%SPNH+3%DYFT-2+5%NaCl+10%KCOOH+3%JLX-C+重晶石加重至2.1 g·cm-3。

3 抗220 ℃深水高密度钻井液体系的性能评价

3.1 低温-高温-低温流变性能评价

室内采用深水全过程钻井液循环模拟装置开展钻井液体系“低温-高温-低温”循环性能测试，结果见表2。

表2 钻井液体系低温-高温-低温流变性能评价

由表2可知，随着温度的变化，钻井液体系的黏度和动切力变化趋于平稳，能够满足目标区块深水高温高压作业对钻井液性能的要求。

3.2 抗高温性能评价(表3)

由表3可知，随着老化温度的逐渐升高，钻井液体系黏度、动切力和滤失量的变化幅度均较小。表明构建的抗220 ℃深水高密度钻井液体系具有良好的抗高温性能，能够满足深水钻井现场应用的要求。

表3 钻井液体系抗高温性能评价

3.3 抑制性能和润滑性能评价

表4为钻井液体系的抑制性能和润滑性能评价，其中滚动回收率实验用钻屑取自目标区块储层，老化条件为220 ℃×16 h。

表4 钻井液体系抑制性能和润滑性能评价

由表4可知，该钻井液体系对目标区块储层钻屑的滚动回收率可以达到90%以上，而泥饼黏滞系数低至0.136 3。表明构建的抗220 ℃深水高密度钻井液体系具有良好的抑制性能和润滑性能。

3.4 沉降稳定性能评价

采用静态沉降仪评价钻井液体系的沉降稳定性，实验时间为24 h，结果见表5。

表5 钻井液体系的沉降稳定性能评价

由表5可知，当温度为30 ℃和90 ℃时，钻井液体系的沉降因子分别为0.503和0.505。表明构建的抗220 ℃深水高密度钻井液体系具有良好的沉降稳定性。

3.5 抗污染能力评价

室内采用CaCl2、MgCl2、钻屑作为污染物评价钻井液体系的抗污染能力，老化条件为220 ℃×16 h，结果见表6。

表6 钻井液体系抗污染能力评价

由表6可知，钻井液体系中加入1.2%CaCl2、1.2%MgCl2和15%钻屑后，黏度、动切力和滤失量均有所增大，但变化幅度不大。表明构建的抗220 ℃深水高密度钻井液体系具有良好的抗污染能力，能较好地满足现场应用的要求。但在钻井过程中应控制好钻井液中的固相含量，以确保安全钻井。

3.6 水合物抑制能力评价

室内评价抗220℃深水高密度钻井液体系在4 ℃、20 MPa条件下水合物的生成状况，实验时间30 h。结果发现，实验过程中温度和压力一直保持稳定；通入甲烷气体，经过30 h恒温后开釜，发现有大量气泡冒出，但无水合物颗粒，说明甲烷气体只是溶解在钻井液体系中，而没有形成气体水合物。表明构建的抗220 ℃深水高密度钻井液体系具有良好的水合物抑制能力。