一种高性能深水水基钻井液体系研究

李怀科，罗健生，耿 铁,李自立，王 楠 (中海油田服务股份有限公司油田化学研究院，河北 燕郊 065201)

一种高性能深水水基钻井液体系研究

李怀科，罗健生，耿 铁,李自立，王 楠 (中海油田服务股份有限公司油田化学研究院，河北 燕郊 065201)

基于研制的聚胺页岩抑制剂PF-UHIB和低分子量包被抑制剂PF-UCAP，室内研制出了一种适用于深水作业的强抑制、无土相、高性能深水水基钻井液体系，并对其性能进行了综合性能评价。试验结果表明，该钻井液体系低温流变性优异，抗泥页岩水化分散能力强，钻屑回收率高达96.6%，储层保护效果好，渗透率恢复大于85%。

深水水基钻井液；强抑制；高性能；低温；储层保护

海洋深水中蕴藏着巨大的石油资源，已经成为各大石油巨头公司未来的主战场和众多石油服务商关注的焦点。由于深水作业时面临低温高压、气体水合物、浅层地质灾害等技术难题，这给深水石油资源的开发和利用带了巨大的挑战[1-2]。油基钻井液以其优良的性能成为深水钻井的首选，但频繁出台的环境法规，限制了油基钻井液的应用，取而代之的是环境友好型的水基钻井液[3]。值得注意的是，在油气钻井过程中70%～75%为泥页岩地层，这将给作业带来很多复杂问题，如黏附卡钻、井壁失稳，扭矩增大等[4]。解决这类问题的最好办法是使用高性能水基钻井液体系(HPWBM)，该体系主要由页岩抑制剂、包被剂、分散剂和降滤失剂组成[5]。基于研制的聚胺页岩抑制剂PF-UHIB和低分子量包被抑制剂PF- UCAP，通过室内试验研究，最终构建了一套强抑制、无黏土相的高性能深水水基钻井液体系。

1 主要处理剂研究和性能评价

1.1聚胺页岩抑制剂

1)抑制性评价 研制出一种聚胺抑制剂PF-UHIB，室内评价了抑制页岩水化分散能力，并与国外产品的性能进行了对比。具体做法是配制3%聚胺抑制剂溶液，分别在其中加入不同量的膨润土，在100℃下热滚16h，测定其流变参数，重点观察体系表观黏度AV、动切力YP、Gel(10min)的变化情况。试验结果如图1～3所示。结果表明，研制的聚胺与国外产品相比，2种聚胺抑制剂抑制膨润土的水化分散能力相当，膨润土的最高加量都达25%。但随着膨润土加量的不断增加，当土的加量超过15%后，PF-UHIB的性能要稍好于国外产品。同时，体系的YP和Gel(10min)具有相同的变化趋势。即在膨润土加量较少的情况下，动切力YP和Gel(10min)变化不明显，当超过某一数值后才会有明显的上升。

图1 体系AV随膨润土加量变化曲线 图2 体系YP随膨润土加量变化曲线

2) Zeta电位评价 室内在膨润土基浆中加入不同浓度的聚胺抑制剂，利用Zeta电位仪测定黏度颗粒表面Zeta电位随胺类抑制剂浓度的变化情况，结果如图4所示。从图4结果可以看出，随着胺类抑制剂浓度加量的增加，黏土颗粒表面Zeta电位不断升高，当浓度达到一定值之后，Zeta电位基本维持稳定，不再发生变化；研制的聚胺和国外产品的Zeta电位相当，始终是负值，稳定值维持在20mV左右。

图3 体系Gel(10min)随膨润土加量变化曲线 图4 不同胺类抑制剂浓度对黏土颗粒ZETA电位的影响

1.2低分子量包被抑制剂

为了解决深水作业中传统包被抑制剂在体系中增稠的现象，利用反相悬浮聚合工艺研制出了低温黏度低，低分子量包被抑制剂PF-UCAP，并与常用包被剂PLUS进行了对比。

1)低温黏度评价 室内测定了2种包被剂溶液在不同温度下的流变性能，结果如图5，图6所示。从图5和图6可以看出，相同温度条件下，PF-UCAP的黏度和切力要比PF-PLUS低很多。随着温度的降低，2种包被剂黏度之间的差值却越来越大；而且PF-UCAP的表观黏度AV和动切力YP受温度的变化较小。

图5 不同包被剂溶液的表观黏度AV对比 图6 不同包被剂溶液的动切力YP对比

图7 不同包被抑制剂的滚动回收率对比图

2)滚动回收率评价 采用页岩滚动回收率方法分别评价了PF-UCAP对缅甸钻屑和BZ钻屑的包被效果，并与PF-PLUS进行了对比，结果如图7所示。从图7可以看出，PF-PLUS、PF-UCAP对钻屑具有很强的包被效果，能够有效抑制其在水中破碎、分散，滚动回收率都在80%以上。这说明研制的低分子量包被抑制剂的包被能力可与分子量较高的PLUS效果相媲美。

2 体系构建和性能评价

2.1体系构建

通过室内实验，构建了一套深水水基钻井液体系(以下简写为HEM)，其基本配方如下：海水+Na2CO3+NaCl+PF-UHIB+PF-PAC +PF-UCAP+ PF-FLO + PF-XC。体系中加入NaCl主要是将其作为热力学抑制剂，在一定程度上抑制气体水合物的生成；PF-PAC与PF-FLO复配起来能够起到很好的降失水效果；PF-XC的加入主要是保证体系具有一定的切力，确保体系的悬浮稳定性。

2.2体系综合性能评价

1)低温流变性评价 室内配置密度为1.2g/cm3的HEM钻井液，在120℃条件下热滚16h，测定4、8、15、25和50℃条件下的流变特性，结果见表1。从表1中数据可以看出，低温条件下，钻井液表现出良好的流变特性，体系的黏度变化幅度较小，特别是动切力受温度的影响小，有利于井下压力控制。同时体高温高压滤失量低，只有8.80ml，泥饼薄而韧，保证了井壁稳定。

表1 高性能深水水基钻井液体系的低温流变参数

注：PV为塑性黏度；FLAPI为API滤失量；FLHTHP为高温高压滤失量。

图8 体系过100目筛 图9 滚后钻屑

2)过筛能力评价 将上述HEM体系冷却至8±0.5℃左右，用100目筛在动态条件下评价体系的过筛能力，体系过完筛后见图8。从图8可以看出，筛布上基本没有筛余物，说明低温条件下该体系的过筛能力良好，不会出现糊筛现象。

3)包被抑制性评价 取BZ明化镇组易分散泥页岩过6～10目筛，在105℃下烘干2h，冷却至室温后将其加入HEM体系中，在120℃条件下热滚16h，取出烘干称重，用滚动回收率评价体系的抑制效果，同时还测试了体系的防膨率，滚后钻屑如图9所示。结果表明，研制的HEM体系能很好地抑制泥页岩的水化分散和膨胀，滚动回收率高达96.6%，防膨率高达93.1%。且热滚后的钻屑颗粒粒径均一，基本保持原样，没有发生形态上的改变。

4)储层保护效果 根据中国石油天然气行业标准SY/T 6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》。试验采用天然露头岩心，用JHDS-Ⅲ高温高压动失水仪模拟实际井下条件，测定HEM体系污染前后岩心的油相渗透率，用渗透率恢复值来评价该钻井液体系的储层保护效果，结果如表2所示。2块岩心的渗透率恢复值均达到85%以上，说明研制的HEM体系具有很好的储层保护效果。

表2 HEM体系的储层损害试验结果

3 结 论

(1)研制的聚胺抑制剂PF-UHIB能够很好的抑制泥页岩的水化分散能力，膨润土的加量最高加量可以达到20%，性能基本接近国外同类产品。

(2) 研制的低分子量包被抑制剂PF-UCAP低温黏度低，包被钻屑能力强，滚动回收率大于80%。

(3) HEM钻井液体系低温流变性优异，体系的黏度变化幅度较小，特别是动切力受温度的影响小，有利于井下压力控制。

(4)HEM体系低温条件下过筛能力良好，不会出现糊筛现象。

(5)研制的HEM体系的页岩滚动回收率高，达96.6%，能很好地抑制泥页岩的水化分散。

(6)储层损害评价结果表明，体系的渗透率恢复大于85%，储层保护效果好。

[1]李怀科,王楠,田荣剑，等. 深水条件下气制油合成基钻井液流变性和流变模式研究[J].中国海上油气,2010,22(6):406-408.

[2] 田荣剑,王楠,李松，等.深水作业中钻井液在低温高压条件下的流变性[J].钻井液与完井液,2010,27(5):5-7.

[3] 张克勤,何纶,安淑芳，等.国外高性能水基钻井液介绍[J].钻井液与完井液,2007,24(3):68-73.

[4] Ronald P. Stelger, Peter K. Leung. Quantitative Determination of the Mechanical Properties of Shales[J]. SPE18024,1992.

[5] Nima Gholizadeh-Doonechaly,Koroush Tahmasbi, Ehsan Davani. Development of High-Performance Water-Based Mud Formulation Based on Amine Derivatives[J].SPE121228, 2009.

2013-06-18

中海油服研究项目(YHB11YF012)。

李怀科(1983-)，男，工程师，现主要从事深水钻井液方面的研究工作。

TE254.1

A

1673-1409(2013)26-0096-03

[编辑] 洪云飞