HEM钻井液在南海西部深水LS26-1-1井中的应用
2021-07-12肖剑中海油田服务股份有限公司油田化学事业部河北三河065201
肖剑(中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，河北 三河 065201)
0 引言
陵水26-1构造位于陵南低凸起，西距LS25-1-1井约20 km、北距LS25-3-1井约12 km、东北距LS17-2-7井约19 km，作业水深为1 190 m，设计井深4 148 m(海拔垂深)，海底实测温度为3.0 ℃。通过邻井资料分析，该井存在水合物预防、作业窗口窄、易漏失、隔水管段井眼清洁差等作业风险。该井设计钻井液体系为：一开，海水/膨润土浆体系；二开，海水/膨润土浆/PAD体系；三开，HEM体系；四开，HEM体系；五开，EZFLOW体系。现场应用情况表明，HEM体系能较好解决陵水区块水基钻井液的作业风险，井眼清洁与作业期间ECD值均控制较好，为该区块后续开发提供了宝贵的借鉴经验[1-3]。
深水钻井在安全和环保方面对钻井液技术提出很高的要求。深水井钻井作业过程中钻井液面临低温糊筛跑浆、大尺寸井眼携岩、天然气水合物、泥页岩地层的水化分散、窄密度窗口的防漏堵漏等难题，因此提出了相应的解决措施和技术手段。在此苛刻的条件下，中海油服油化研究院自主研发的一款水基“强抑制性”钻井液-HEM水机钻井液体系，使用了具有pH值缓冲作用的聚胺强抑制剂、一种低分子量阳离子聚合物包被剂和一种高效防泥包润滑剂，具有低温流变性好、抑制性较强、维护简单等优点[4-7]。结合水合物软件模拟的抑制水合物生成配方，对深水钻井作业提供了一套可操作的解决方案。
1 HEM水基钻井液室内配方
本井HEM体系的配方设计以强抑制性聚氨PF-UHIB为主剂，结合低分子量聚合物PF-FLOTROL和高效防泥包润滑剂PF-HLUB为基础，通过室内实验确定该井的基本配方，再使用VirtualMud软件和HydraFLASH软件模拟出该井泥线位置的井下循环温度和临界水合物温度后，计算出钻井液中盐组分的加量，从而确定了该井三开、四开钻井液的基本配方为：海水+0.15%Na2CO3+0.2% NaOH+2%PF-FLOTROL+0.5%PF-PLUS+0.3%PFXC+3%PF-UHIB+3%PF-HLUB+5%KCl+9%NaCl+PF-EZCARB(适量)+PF-STRH(适量)+重晶石。
2 HEM水基钻井液在LS26-1-1井的应用情况
2.1 现场应用概述
LS26-1-1井17-1/2″井段及12-1/4″井段使用HEM水基钻井液体系。17-1/2″井段组合BHA；下钻探水泥塞至2 304 m，替入HEM钻井液，钻17-1/2井眼至2 309 m，循环，地层承压实验(折算漏失当量钻井液密度1.39 g/cm3)。低泵速实验。三开17-1/2″井段钻进至中完2 892 m，循环，起钻出井口。下13-3/8″套管至2 884.58 m，固井作业。12-1/4″井段钻水泥塞及新地层至3 483 m，12-1/4″井段组合BHA；下钻探水泥塞至2 855.5 m，替入HEM钻井液，钻水泥塞及新地层至2 903 m，循环清洁井眼，地漏试验(折算漏失当量密度1.46 g/cm3)，循环调整钻井液密度至1.29 g/cm3，四开12-1/4″井段钻进至3 520 m，本井短中完，循环，起钻出井口。下9-5/8″套管到位后，固井作业。
2.2 现场钻井液作业重难点
(1)作业密度窗口窄：本井12-1/4″井段设计钻井液比重为1.29～1.42 g/cm3，使用最高比重，VirtualMud软件模拟井底最大ECD为1.47 g/cm3，而实测漏失当量密度1.46 g/cm3，作业密度窗口窄，漏失风险高；
(2)井眼清洁差：本井17-1/2″井段隔水管长，环空容积大，钻屑容易在套管和隔水管内堆积；
(3)水合物预防：水深较深，泥线温度仅3 ℃，12-1/4″井段使用比重高，易形成水合物。
2.3 钻井液维护处理措施
(1)密度控制。本井12-1/4″井段开钻使用密度下限1.29 g/cm3，钻进期间，使用钻完井液工程软件VirtualMud进行跟踪模拟，预判工程参数调整和钻井液性能调整对井下当量循环密度(ECD)的影响，从而实现对井下ECD的精细控制。在实钻过程中，井下ECD控制在1.33～1.44 g/cm3，作业期间井壁稳定且未发生漏失。
(2)井眼清洁控制。使用钻完井液工程软件VirtualMud模拟可知，在钻井液比重1.27 g/cm3，塑性黏度30 mPa·s，屈服值10 Pa，3转4，ROP 40 m/h，转速100 r/min；当钻进排量设置为3 400～4 450 L/min，增压泵排量2 400 L/min时；模拟结果显示，岩屑传输速率在20″套管内为65%～72%，隔水管为75%～80%，基本能够满足17.5″井段的携岩效率的要求；在钻进期间，需要依据振动筛的看出砂情况每100～150 m泵入稀塞加稠浆协助清洁井眼，模拟结果如图1所示。
图1 17-1/2″井段岩屑传输效率模拟
(3)水合物控制。12-1/4″井段钻进期间采用半防体系：9%NaCl+5%KCl，临界温度15.31 ℃，低于最低循环温度19.32 ℃；静止期间采用全防体系：25%NaCl+5%KCl+18%MEG，临界温度-0.1℃，低于泥线温度3 ℃，满足预防水合物要求。
(4)井漏预防。在进入易漏失层位T40前，加入2%PF-FT-1、2%PF-LSF和2%PF-EZCARB，提高地层承压能力。
2.4 现场作业钻井液性能
现场HEM钻井液性能如表1所示。本井17.5″井段作业期间，HEM水基钻井液性能稳定，性能优良。
表1 LS26-1-1井HEM钻井液体系性能
2.5 现场作业效果
(1)钻进期间ECD值控制的好，未出现井塌、井漏等井下复杂情况；
(2)井眼清洁效果好，震动筛返出岩屑成型干爽，出砂量与钻进速度(ROP)相匹配，岩屑效果如图2所示；
图2 12-1/4″井段返出岩屑
(3)井壁稳定，17-1/2″及12-1/4″井段在钻进，短起下及井底循环期间均未发现掉块，起下钻及下套管作业顺利，如图3所示。
图3 12-1/4″井段长起录井曲线
3 结语
(1) HEM体系可以满足陵水区块的作业要求，有效避免了井下复杂问题，保证了作业安全；(2) HEM体系抑制性强，可以提高机械钻速，满足快速钻进需求；(3) HEM体系现场钻井液性能维护简单，流变性好，易于携砂，满足井眼清洁效果。
