渤海油田超高温深井钻井液配套技术论文

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　　摘要：随着钻井深度的增加，地层温度成为制约钻井液体系选择的主要因素。高温条件下对钻井液性能稳定、井壁完整性和润滑剂配伍性要求相对严苛，低生物毒性、易降解的抗高温聚合物、抗盐聚合物PF-DFL180、PF-DFL200可以满足条件，配合抗高温润滑剂PF-LUBE220可有效降低钻进扭矩。通过对抗高温钻井液THERM DRILL、无固相HTFLOW钻井液体系的现场应用总结，结合室内评价进行钻井液体系优化升级，形成渤海油田配套超高温深井钻井液技术。
　　关键词：抗高温聚合物；抗盐聚合物；抗高温润滑剂；THERM DRILL；HTFLOW
　　1概述
　　随着钻井深度的增加，井底温度、压力也更高，若温度梯度按3.0℃/100 m计算大于5 000 m的井，钻井液将面临高温高压环境，钻井液各项参数面临严峻考验[1-3]。当前水基钻井液在深井超深井的钻进过程中，出现易受地层流体污染、高密度下流变性和滤失量不易控制等问题[4-7]。渤海油田深井和超深井的高温高压条件对钻井液抗温、井壁稳定和润滑性能提出了更为苛刻的要求[8-12]。
　　渤海油田渤中区域中深层天然气储量规模大，有巨大的开发价值，探井主要目的层为太古界潜山[13]。该区域工程地质条件恶劣、压力系统复杂、作业风险高，为进一步探索渤中19-6北构造古生界和太古界潜山储层发育规律和含油气性，扩大储量规模，某井设计最高温度248℃。相对应的配套钻井液技术需要及时跟进，大尺寸井段提速及深钻保障技术、多压力系统井漏预防及堵漏技术已经趋于成熟，但高温条件下钻井液稳定性及润滑性技术需进一步提升。在高温高压深井中，要求更高的钻井液密度，固相含量随之升高，由于活性、惰性固相表面的吸水作用导致钻井液中自由水含量降低，从而降低了钻井液的高温稳定性；深井多开次井身结构中小井眼的高ECD，对钻井液流变性要求苛刻；高温对φ6/φ3的影响巨大，所以优质的钻井液流变性能力显得极为重要，为此我们对抗高温材料进行优选并对钻井液体系进行配套升级。

　　2抗高温材料优选
　　当温度低于110℃时，钻井液的塑性黏度随温度的变化趋势与水的黏度随温度的变化趋势相同；从110～150℃,塑性黏度随温度的升高缓慢上升，但总体趋于平稳。在低于添加剂极限温度时钻井液性能保持稳定，高于极限温度后钻井液添加剂分子链遭到剪切破坏使钻井液变得很稀。在高温条件下钻井液中膨润土充分水化分散会发生絮凝沉降现象，导致钻井液的黏度随温度的升高可能是迅速降低或者迅速升高。高黏切导致钻井期间ECD升高，可能诱发井下漏失，且不利于对钻井液密度的及时调整；而低黏可能引起重晶石沉降，致使无法形成有效的静液柱压力系统，对井控的影响巨大，沉降的重晶石会导致储层伤害。
　　传统的抗温磺化聚合物材料在高温条件下降解会导致环境污染。为保障钻井液在井底高温条件下性能稳定、润滑性良好，同时兼顾井壁完整性和储层保护，对新型抗高温聚合物、抗盐聚合物PF-DFL180、PF-DFL200和抗高温润滑剂PF-LUBE220进行评价，证明几种材料具备低生物毒性、易降解的属性，而且配合甲酸盐使用可提升其实际抗温峰值10℃。
　　2.1抗高温、抗盐聚合物
　　基于非共价键自组装技术，国内首创了抗210℃高温可降解聚合物抗高温降滤失剂PF-DFL180和抗高温流型调节剂PF-DFL200，主要作用是增黏、提切和降滤失。抗高温降滤失剂PF-DFL180是一种抗高温线性聚合物，其独特的分子结构设计提高了聚合物的抗温能力，增强的吸附基团能在高温环境中吸附在膨润土层片上，参与泥饼的形成，降低泥饼渗透率，减少钻井液的滤失量。抗高温流型调节剂PF-DFL200是一种抗高温高分子量的AMPS类聚合物，具备在高温条件下调节流型的能力。两种聚合物均含有大量大分子刚性链，—OH、—COOH3、—HSO3等官能团提供抗盐能力，满足了钻井液体系良好的抗盐要求。
　　(1)抗温机理分析。聚合物中含有温敏基团的耐温单体，在分子中起到缔合作用，会让聚合物形成超分子结构，起到提升抗温性能的作用。磺酸基的引入在一定程度上也能提高聚合物的抗温性能，具有骨架结构的特殊功能单体使聚合物分子链刚性增强，构象转变难度增大，起到很好的抗高温效果。
　　(2)抗盐机理分析。聚合物分子中含有强阴离子基团磺酸基和疏水侧链，无机盐的加入增强了溶液的极性，促使分子侧链间的疏水缔合作用，使聚合物分子形成了粗的聚集体。具有特殊骨架结构的功能单体本身具有较好的抗盐性能，在高盐浓度下分子链不易卷曲。
　　(3)增黏提切机理分析。聚合物在水溶液中形成适度的微交联结构；分子中引入疏水温敏单体，超过临界缔合温度时，产生温敏缔合作用，使分子形成的空间网架架构变得更加致密；分子中引入的具有骨架结构的特殊功能单体，能很好地支撑聚合物分子在水溶液中形成的空间网状结构不易破坏，均起到良好的增黏提切特性。
　　两者配合使用，充分溶解于水相后协同效应好，聚合物分子间相互交联形成空间网状结构，分子链吸附包裹自由水增加液相黏度达到降低滤失量的效果。有效降低高温高压滤失量的同时，通过液相胶束封堵微裂缝，避免了常规固体堵漏剂的加入，保障了体系弱凝胶流变性的特点。甲酸钾与两种聚合物配伍性好，可大幅度提高聚合物的抗温性能，一方面确保聚合物分子在高盐度条件下提供优异的流变性，另一方面配合作为抑制剂和加重剂的甲酸钾降低了钻井液中自由水活度，地层水反向渗透有利于井壁稳定。利用其甲酸根HCOO-是体积较小的极性水化基团，通过氢键吸附于黏土表面形成吸附水化膜增加水化膜厚度，从而有效地阻止自由水的通过，降低滤液对地层的侵入，进一步防止黏土水化，加强抑制性增强防塌能力，确保钻井液性能稳定。
　　基于黏土层间抑制、粒间化学胶结及表界面张力快速降低开发了助排型黏土防膨剂防水锁剂聚胺，可同时，避免多种储层伤害。聚胺离解产生的正电离子吸附在黏土表面阻止其水化膨胀，侵入黏土基质内部与其产生化学键合，压缩黏土结构达到使其持续稳定的抑制效果，同时降低表面张力，改变储层润湿性，降低毛管阻力，达到防水锁和助排的效果。
　　2.2高温润滑剂
　　2020年渤中19-6凝析气田及周边围区油田是渤海地区近年取得的重大储量发现之一。储层以花岗岩为主具有强研磨性，平均埋深约为5 000 m，地温梯度3.5℃/100 m，井底静止温度高达200℃以上，属于高温高压凝析气藏。在渤中19-6的勘探开发中，花岗岩目的层采用小尺寸井眼作业，使用的钻具柔性强、抗扭强度低、泵排量小；大斜度长裸眼导致高摩阻扭矩、易托压、易憋停；花岗岩研磨性强，带源随钻测井易卡钻；无固相钻井液不易形成泥饼，润滑性较差。这些因素均对润滑剂抗高温性能提出了更高的要求。而现有的常规润滑剂在高温和无固相条件下，不抗高温极其容易失效，导致不能满足现场作业需求。通过对10种润滑剂的筛选比对，最终确认PF-LUBE220为该区块抗高温体系的润滑剂。
　　PF-LUBE220抗高温润滑剂最高使用温度220℃,其主要成分为脂类和醇类化合物，润滑剂分子末端富含多分枝吸附基团，具有强吸附性能，可与钻杆表面的原子通过共价键生成金属螯合环，形成高抗剪切吸附层，达到反转钻具表面润湿性及润滑防卡防泥包的目的。在水基钻井液中能显著降低润滑系数和扭矩，与常规水基钻井液处理剂复配性能良好，尤其适用于高密度水基钻井液体系，用于渤海油田潜山段使用的无固相钻井液体系中。
　　该润滑剂具有如下特点：在泥浆中具有较好的分散性，能迅速附着在井壁和钻具上，并且可以改善泥饼质量，有效地降低黏附系数；具有良好的润滑性，能够防止卡钻、泥包，适用于水平井、大位移井等高难度井；抗盐、抗钙镁，可应用于淡水、盐水和海水钻完井液体系；抗温性好，可在高温深井中使用；无毒，有利于环保。使用过程中表明其有很强的降低扭矩的作用，添加量达到体积比1%后，扭矩降低幅度最大达到6 kN·m，且有效期不低于30 h；本产品对钻井液的流变性影响较小，在合理范围之内，且不影响使用；长时间静置无稠化、起泡或失效等情况出现。
　　3钻井液体系优选
　　12-1/4″井段选用抗高温水基环保钻井液(THERM DRILL)；优选抗高温材料PF-DFL200对该体系进行升级，通过热滚实验验证不同配方性能变化量(表1)，试验各添加剂最佳用量；热滚实验后分析各配方沉降系数反馈体系高温悬浮能力，结果显示沉降系数介于0.501 8～0.508 3，且每24 h变化量小于0.003，沉降因子SF均≤0.53，最终确定体系配方。
　　实验配方：
　　配方1：2%膨润土+0.3%NaOH+0.4%Na2CO3+2%PF-DFL200+3%PF-SPNHHT+3%PF-SMP HT+1.5%PF-FT-1+1.5%PF-LTEX+12%NaCl+10%PF-COK+3%PF-JLX-C+0.1%PF-PLH+0.8%PF-SSY(液体)重晶石加重至1.4 g/cm3。
　　配方2：2%膨润土+0.3%NaOH+0.4%Na2CO3+2%PF-DFL200+3%PF-SPNH HT+3%PF-S MP HT+2%PF-FT-1+2%PF-LTEX+12%NaCl+10%PF-COK+3%PF-JLX-C+0.1%PF-PLH+0.2%PF-POLY VIS+0.8%PF-SSY(液体)重晶石加重至1.4 g/cm3。
　　各配方钻井液性能如表1所示。
　　实验结果表明，膨润土含量20 g/L的情况下，抗高温聚合物选用2%PF-DFL 200，采用3%PF-SPNH HT及2%PF-SMP HT控制HTHP失水，采用1.5%~2.0%PF-FT-1及1.5%～2.0%PF-LTEX提供封堵能力，抗高温提切剂采用0.1%～0.2%PF-POLYVIS，配合0.1%PF-PLH悬浮重晶石，12%NaCl及10%COK提供抑制能力，采用0.8%PF-SSY(液体)防止硫化氢；上述配方滚前及滚后流变性良好，温敏材料PF-DFL 200的加入使得热滚后黏切均有所增加，高温高压失水小于9 mL。
　　确定钻井液配方2#后，通过在210℃条件下不同钻井液密度热滚16 h，进行流变性能比对(表2)，并测定静止120 h后沉降因子，再次验证THERM DRILL体系的稳定性。
　　实验结果表明，该体系在不同密度条件下高温稳定性强，具有良好的沉降稳定性，良好的钻井液流变性和稳定性保证井下钻具安全。在现场应用过程中，作业的肖探1井在195℃静置时间72 h，钻井液性能良好；无重晶石沉降现象。

　　8-1/2″及5-7/8″井段选用抗高温水基环保钻开液(HTFLOW)，该体系在BZ19-6N-1井应用(205℃)；针对不同配方开展了不同温度条件下的实验评价(表3)。
　　配方1：0.3%NaOH+0.2%Na2CO3+2%PF-POLYVIS+3%PF-POLYFLO+1%PF-DFL 180。
　　配方2：0.3%NaOH+0.2%Na2CO3+2%PF-POLYVIS+3%PF-POLYFLO+1%PF-DFL 180+1%PF-DFL 200。
　　配方3：0.3%NaOH+0.2%Na2CO3+2%PF-POLYVIS+3%PF-POLYFLO+1%PF-DFL 200。
　　经过多次实验模拟，最终确定配方2最优，该配方滚后PV值波动较小，φ6/φ3减小最少，YP趋于稳定，在250℃条件下依然能表现出优异的钻井液性能，满足预测最高温度248℃的要求，极佳的流变性能可以提供出色的井眼清洁，高温稳定性强。

　　4结语
　　基于非共价键自组装技术合成的新型抗高温、抗盐聚合物PF-DFL180和PF-DFL200，210℃高温可降解，具备低生物毒性、环境友好属性，配合甲酸盐可提升其实际抗温峰值10℃,可保障钻井液在井底高温条件下性能稳定，兼顾井壁完整性和储层保护；PF-LUBE220抗高温润滑剂添加量达到体积比1%后，扭矩降低幅度最大达到6 kN·m，且有效期不低于30 h，最高使用温度220℃;THERM DRILL在210℃条件下具有良好的流变性和稳定性；HTFLOW在250℃条件下依然能表现出优异的钻井液性能。综上，渤海油田配套超高温深井钻井液技术可以满足作业。
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