海洋超高温高压井钻井液设计与测试方法及国外钻井液新技术

刘晓栋 朱红卫 高永会

（中国石油集团海洋工程有限公司渤星公司，天津 300451）

海洋超高温高压井钻井液设计与测试方法及国外钻井液新技术

刘晓栋 朱红卫 高永会

（中国石油集团海洋工程有限公司渤星公司，天津 300451）

介绍了国外高温高压井的最新定义和分级，以及全球海上高温高压井的分布。阐述了海洋高温高压井钻井液性能设计方法，主要包括密度、高温热稳定时间、抗高温能力、高温高压滤失量、抗污染能力、低温流变性能和水合物抑制能力等，提出高温热稳定时间、抗高温能力、高温高压滤失量应为高温高压井钻井液3个关键性能设计及评价指标，建立利用极高温高压流变仪Chandler 7600模拟高温高压井钻井液静态高温热稳定时间和动态循环抗高温能力的评价方法。详细介绍了国外抗232℃超高温无铬环境友好型水基钻井液、抗220 ℃超高温高密度甲酸铯钻井液、抗180 ℃高温无黏土储层钻井液、抗260 ℃超高温油基钻井液、抗315 ℃极高温氟基逆乳化钻井液。上述技术对中国超高温乃至极高温钻井液技术的研究具有一定的借鉴意义。

海洋钻井；高温高压；超高温极高温钻井液；氟基逆乳化钻井液

全球海洋高温高压井主要分布在墨西哥湾、北海、东南亚、西非、中东、中国南海，其中约1/4分布在北美，国际石油公司一致认为：全球已经没有容易开发的油气区域而没有被开发，尤其是海洋油气［1］。在钻遇海上高温高压深井、大斜度大位移井、窄密度窗口地层，高温高压极易诱发井壁失稳、恶性漏失、钻具黏卡、井涌井喷等事故。根据Falcaon能源公司2007年数据统计，高温高压井较常规井一般钻井时效降低30%以上，黏卡发生率增加30%以上，井涌或井喷发生频率增加20%以上，非生产时间和经济成本均增加3倍以上［2］。特别是深海钻井，半潜式平台租赁费用高达60万美元/d以上，占到了钻井总费用的70%，高温高压环境下对钻井液性能提出了更高要求，需要根据高温高压井的分类和风险级别，严格进行高温高压井钻井液体系配方设计和室内性能评价，为高温高压井钻井液现场工程师提供前期技术支撑和复杂事故预防处理技术手段，满足高温高压井安全钻井需求。

1 高温高压井分级及分布

1.1 高温高压井定义和分级

目前，高温高压井并没有形成一个全球统一的定义和分级标准，英国健康和安全委员会定义高温高压井为预计或实测井底温度大于150 ℃和井底压力大于68.9 MPa（10 000 psi）或地层孔隙压力当量密度大于1.80 g/cm3的井［3］。斯伦贝谢公司2008年把高温高压井分为3个等级［1］：第一等级是普通高温高压井，原始地层压力70~140 MPa，井底温度150~205 ℃；第二等级是超高温高压井，原始地层压力140~240 MPa，井底温度205~260 ℃；第三等级是极高温高压井，原始地层压力240~280 MPa，井底温度260~315 ℃（图1）。其中第三等级是显示高温高压钻井技术差距的重要标志，国内外油气钻井作业实践极少。然而，对于地热井和热采井来说，井底温度已经超过260 ℃。

图1 斯伦贝谢高温高压井分类体系

1.2 高温高压井的分布

全世界海上高温高压井的数量呈逐渐增加的趋势。根据 Welling and Company公司2008 年对海洋钻井的一项调查显示，海洋钻井中超过11%的井，井底温度将高于175 ℃，近26%的井，井底压力介于70~100 MPa，5%的井预测井底压力高于100 MPa。图2显示了目前全球海洋高温高压井主要分布于埃及、印度尼西亚、俄罗斯、挪威、委内瑞拉、墨西哥、北美和中国南海。目前，虽然多数高温高压钻井作业归为普通高温高压（HPHT）井范畴，但在墨西哥湾、北海等地区多数井的垂深已经超过9 000 m，井底压力超过140 MPa，地层温度超过200 ℃，钻井液密度高达2.20 g/cm3以上。我国海上油气田迄今发现的高温高压井主要分布在渤海湾深层潜山储层、南海莺琼盆地，其温度和压力绝对值都非常高，地层压力当量密度达到2.3 g/cm3，地温梯度达到4 ℃/100 m以上，如南海西部海域已完钻高温高压深探井最高温度达249 ℃，最大钻井液密度2.38 g/cm3［4］。

图2 世界海洋高温高压井的分布情况

2 高温高压井钻井液的性能设计及高温流变测试技术

2.1 钻井液的性能设计

高温高压井钻井液性能设计要将高温高压下的井眼复杂情况的预防和处理作为设计的基本出发点，其设计不合理或性能达不到要求，导致井下事故发生的频率依次是重晶石沉降、井下漏失、井壁失稳、钻具黏卡、井涌或井喷等［3，5-6］。高温高压井钻井液的配方应在实验室模拟井下条件下进行性能实验的基础上制定，性能设计主要包括密度、高温热稳定时间、抗高温能力、高温高压滤失量、抗污染能力，深水钻井液还需要考虑低温流变性能和水合物抑制性能。高温热稳定时间、抗高温性能、高温高压滤失量是高温高压井钻井液3个关键性能设计及评价指标。

2.1.1 钻井液密度 密度超过1.8 g/cm3高温高压井钻井液要严格设计加重剂材料选材和性能优化，其加重剂材料选择应主要考虑以下几个因素：循环当量密度（ECD）、加重剂沉降、固相含量、润滑和磨损、储层伤害、经济效益等［7］。超高密度钻井液固体加重剂主要有钛铁矿FeTiO3（密度4.5~4.7 g/cm3）、方铅矿PbS（密度7.4~7.7 g/cm3）、四氧化三锰Mn3O4（密度4.7~4.9 g/cm3）及微粉化加重剂，液体加重剂主要有甲酸钾和甲酸铯，配制的钻井液密度分别可达到1.58 g/cm3和2.32 g/cm3。

2.1.2 高温热稳定时间 该参数是指在某一静态高温高压条件下，钻井液的高温性能保持相对稳定的最长时间。在海上钻井，由于受台风的影响，或者长时间电测、下套管、复杂事故处理等，一般要求钻井液性能至少保持5 d不发生高温老化。目前，测试方法主要有2种：第1种是用高温滚子炉测试钻井液长时间（大于100 h）高温热滚后的室温钻井液性能变化，第2种是用高温高压流变仪模拟井底高温高压环境，测试钻井液的流变性能保持相对稳定的最长时间。显然第2种方法更接近井下实际状况，能更准确判断钻井液是否满足井下实际需要。

2.1.3 抗高温性能 一般以钻井液高温高压黏切明显降低和升高来判断钻井液的抗高温能力，高温引起钻井液黏度降低，将导致重晶石沉降和携岩效果变差，高温引起钻井液胶凝稠化，将导致过高的激动压力和ECD，引发井塌井漏。在海上钻井，当钻井液密度达到1.8 g/cm3、总固相含量达到30%以上，应严格测试钻井液的抗高温能力和在高温下的流变性能，以保持合理的ECD和沉降稳定性能。据资料表明［8］，就当今钻井液技术而言，水基钻井液可以在204 ℃下使用，而油基钻井液可以在316 ℃时保持井眼的稳定性。

2.1.4 高温高压滤失量 泥页岩井段钻进时，需要严格控制高温高压滤失量，增加钻井液抑制性能，以防止泥页岩膨胀、缩径或垮塌。一般要求水基钻井液150 ℃的高温高压滤失量小于15 mL，180 ℃小于18 mL。当温度超过200 ℃，滤纸容易高温碳化，数据误差大，应选用玻璃纤维滤纸和陶瓷圆盘来代替滤纸，或选用不同渗透率的人造岩心滤筒模拟井下地层。

2.1.5 抗污染性能 地层中常含高浓度氯、钙、镁离子和硫化氢、二氧化碳等酸性气体，侵入后引起钻井液性能恶化。要求测试钻井液在高温条件下的抗盐抗钙、抗酸性气体污染和抗腐蚀性能。一般高温高压水基钻井液要求抗盐大于20万 mg/L、抗钙大于5 000 mg/L，腐蚀速率小于0.075 mm/a。

2.1.6 低温流变性能和水合物抑制能力 深水高温高压井还需要测试钻井液的低温静胶凝强度和天然气水合物生成时的温度和压力。当钻井液温度接近海水温度，即4~10 ℃时，钻井液的黏切会急剧上升，油基合成基钻井液中最为明显，当密度为1.60 g/cm3的合成基钻井液温度由90 ℃降低到5 ℃时，其表观黏度、动切力分别由21 mPa·s、7 Pa上升到六速黏度计无法测量，低温对不同水基、油基、合成基钻井液流变性能影响数据见文献［9］。同时，低温高压井筒环境下，极其容易形成天然气水化物，导致堵塞井口、防喷器、节流和压井管线。因此，需充分考虑注入某些抗水化介质（如聚乙二醇或盐），改变天然气水合物冻结温度［10］。

2.2 高温高压流变测试仪器及测试方法

目前，适用于对高温高密度钻井液进行评价的超高温高压流变仪及其主要技术参数见表1。其中Chandler 7600超高温高压流变仪最高测试温度316℃、压力276 MPa，满足极高温钻井流体测试需求。Chandler 7600采用磁力耦合技术解决了磁性加重材料如钛铁矿和赤铁矿搅乱浆体流动引起的测量误差及聚合物爬杆等问题，低剪切速率黏度精确，轴承防高温腐蚀及重晶石磨损［11-12］。

表1 超高温高压流变仪主要测试参数

目前，国内钻井液高温高压性能评价标准和规范主要有：GB/T 16783.1—2006 《钻井液现场测试第1部分》，其中规定了高温高压滤失量的评价方法；《中国石油钻井液技术规范》（2010年），其中推荐采用高温滚子炉模拟井底温度，高温老化后钻井液的表观黏度、动切力以及高温高压滤失量的变化表征钻井液的抗高温性能。但都没有给出具体抗温能力值的判断方法，且不能完全真实模拟井下实际情况。结合高温高压对钻井液流变性能设计要求，提出了利用高温高压流变仪模拟高温高压井钻井液静态高温热稳定时间和动态循环抗高温能力的评价方法［13］。

（1）高温热稳定时间的测定。模拟静态井底温度和压力条件，将高温高压流变仪转速设定在低转速30 r/min （剪切速率50 s–1） 连续运行， 直到观察到黏度变化率突变为止，确定钻井液及其处理剂在该温度下流变性能维持稳定的时间。

（2）抗高温能力的测定。模拟动态钻井液循环温度和压力条件下，以3 ℃/min持续升高钻井液温度，流变仪转速设定在转速100 r/min（剪切速率170 s–1），观察其黏度随温度升高明显变化为止， 确定钻井液及其处理剂的抗温能力。也可以测试几个钻井液循环周，观察黏度变化情况。

3 国外超高温高压井钻井液技术

3.1 超高温无铬环境友好型水基钻井液

钻遇高含H2S和CO2高温高压气井，且环境敏感性区域，油基钻井液和铁铬木质素磺酸盐高温水基钻井液使用受到限制。MI-SWACO公司研制了一种新型超高温无铬环境友好型聚合物钻井液Envirotherm NT［14-15］，可用于页岩和环境敏感区域钻井，在含有可溶性盐、钙和酸性气的地层中也能保持稳定。Envirotherm NT体系包含6种主要处理剂：由丙烯酰胺、磺化单体（AMPS）、N-乙烯基吡咯烷酮三元共聚合成高温聚合物降滤失剂Calovis FL，抗温232 ℃，控制高温高压流变和滤失［16］；由丙烯酰胺、磺化单体（AMPS）合成的聚合物Calovis HT，抗温260 ℃；页岩抑制包被剂阴离子丙烯酸共聚物Calothin，液体，抗温232 ℃；有机共聚物无铬稀释剂Calosperse，抗温204 ℃；页岩封堵剂Poroseal和高温钠蒙脱石黏土Gel Supreme。该钻井液体系主要特征：（1）抗温232 ℃，最高密度2.20 g/cm3，长时间高温热稳定性能良好，不产生高温胶凝；（2）不含铬（Cr）元素，毒性低、色度浅，海洋环境接受性好；（3）优良的抗钙、抗镁污染及抗固相污染能力。2009年5月，在匈牙利某致密气藏的一口高温高压勘探井使用Envirotherm NT钻井液体系，钻井液高温性能稳定，很好地控制了高温高压下的钻井液滤失［17］。其Ø149.2 mm高温井段，完钻井深3 750 m，井温168℃，钻井液性能：密度2.00~2.28 g/cm3、膨润土含量14.0~17.5 kg/m3、塑性黏度36~53 mPa·s、动切力5~12 Pa、初切2~5 Pa、终切2~12 Pa、HTHP滤失量18~24 mL。

3.2 超高温高密度甲酸铯钻井液

甲酸铯钻井液由壳牌公司研制，由卡博特公司生产、推广及现场应用服务。甲酸铯完全水溶，可用于配置密度2.37 g/cm3的无固相储层钻完井液，而不需要任何固体加重剂。甲酸铯较常规高密度盐水钻井液应用于超高温高压井的主要优势为［18-20］：（1）较低的循环当量密度，避免过高的抽汲和激动压力而诱发井涌和井漏；（2）有效防止重晶石沉降和磨损；（3）降低高温高硫环境下盐水对钻具的腐蚀；（4）更优越的流变性能、润滑性能和井眼清洁能力；（5）更高的机械钻速和油井产能。自1999年，壳牌公司在Shearwater凝析气田首次使用甲酸铯盐水作业后，到2006年为止，已经有20个油田、超过100口海上大斜度大位移井、高温高压井使用甲酸铯钻井液，现场应用最高密度达到2.25 g/cm3，最高温度达到220℃，井下时间最长达18个月，储层最低渗透率小于1 mD［21］。其中温度高于180 ℃的高温高压井占50%以上，密度高于1.80 g/cm3占90%以上。甲酸铯钻井液由于价格昂贵，在国内极少使用。

3.3 高温储层钻井液或钻进液

高密度低固相无污染储层钻井液（Reservior Drilling Fluid）或钻进液（Drilling In Fluid）已成为深探井或高温高压储层钻井最卓越的钻井液体系之一。聚合物的选择对于控制钻井液体系的流变和失水造壁性十分重要，然而传统的聚合物如黄原胶、纤维素、丙烯酸、淀粉等超过150 ℃就会很快热氧化降解，黏切降低，滤失控制失效。哈里伯顿公司研制了一种新型聚合物添加剂FLA，抗温180 ℃，具有极低的塑性黏度、较高的动切力，有效解决了固相颗粒沉降及井眼清洁问题，并成功开发了抗180 ℃高温无膨润土钻井液体系［22］，配方为：135.15 L甲酸铯+22.26 L Glycol+1.59 L水+0.22 g柠檬酸+1.11 g聚合物FLA+0.47 g聚合物C+1.11 g聚合物D+0.95 g聚合物E+4.45 g碳酸钙（5 μm）+1.91 g碳酸钙（25 μm）+0.08 g MgO+0.08 g抗氧化剂。该高温高压储层钻井液具有以下特征：（1）180 ℃热滚20 h，钻井液流变性能稳定；（2）钻井液动态循环模拟测试温度超过232 ℃，黏度保持稳定（图3）；（3）钻井液密度可达2.2 g/cm3，且不使用任何固体加重材料，储层渗透率恢复值高；（4）钻井液PV值和YP值可调，以提供优越的悬浮能力和井眼清洁能力；（5）有效降低高温高压滤失量，最大程度减少了酸溶性架桥材料加量。

图3 储层钻井液50~232 ℃动态循环流变性能

3.4 超高温油基钻井液

斯伦贝谢MI-SWACO公司新研发了一种抗温260 ℃、密度可达2.04 g/cm3的超高温油基钻井液RHADIANT，主要处理剂有3种，适用于所有油基和合成基钻井液［23-26］：高温主乳化剂MUL XT，适用于低温4 ℃到高温260 ℃，黄褐色液体，配制基浆加量2%~3%，现场处理维护加量0.03%~0.3%；高温主降滤失剂胺化单宁ONE-TROL HT，一种沥青替代产品，棕褐色粉末，加量1%~3%，抗温260 ℃；辅助降滤失剂合成聚合物ECOTROL HT，白色颗粒状，加量0.5%~1%，抗温260 ℃。体系主要技术特点：（1）抗温260 ℃，较低的高温高压滤失量和优质的滤饼；（2）具有较低的低剪切速率黏度和30 min静胶凝强度；（3）较低的ECD和优越的润滑性能，减少漏失和黏卡；（4）能抗60 mg/L的H2S和浓度高达80%CO2酸性气污染。2012年3月，在泰国湾一口井使用RHADIANT钻井液实现安全完钻，该井井深4 763 m、井径155.6 mm、最大井斜52°，井底最高静止温度222 ℃，钻探过程未发生一次漏失，电测静止长达90 h，钻井液表现出优越的高温热稳定性能。

3.5 极高温氟基逆乳化钻井液

哈里伯顿公司为了解决储层温度高于232 ℃的高温钻井液技术问题，开展了以全氟聚醚油（PFPE）为基础油的逆乳化极高温钻井液理论研究［27］，用于钻井流体的氟聚醚油分子结构在专利US 8383555中有详细阐述［28］。该体系以氟基聚醚油、氟基乳化剂和降滤失剂、盐水、重晶石组成，油水比在60∶40~80∶20，抗温达到315 ℃以上，具有良好的热稳定性能、润滑性能、页岩抑制性能、抗污染和抗腐蚀性能。体系主要技术特征不同于常规水基和油基钻井液体系：（1）连续相为氟基聚醚油（PFPE），不溶于传统水和油相，传统的水基和油基钻井液降滤失剂在氟基钻井液中失去作用；（2）基液本身密度高，全氟聚醚基础油（PFPE）密度1.9 g/cm3，氟基乳化剂密度2.2 g/cm3，聚四氟乙烯（PTFE）降滤失剂密度2.2 g/cm3，可配制成密度在1.6~2.0 g/cm3范围内无固相钻井液，显著减少重晶石沉降带来的风险；（3）氟基聚醚油具有极低的润滑系数，润滑系数低至0.04，相对于植物油或矿物油的润滑系数0.10进一步降低；（4）氟基聚醚油为牛顿流体，流变性不受温度和剪切速率的影响，钻井液的黏度取决于氟基聚醚油分子量的大小。氟基逆乳化极高温钻井液目前仅处于室内基础理论研究阶段，现场应用还需要开展大量的工作。图4为氟基钻井液处理剂分子结构。

图4 氟基钻井液处理剂分子结构

4 结论和建议

（1）海洋高温高压钻井风险高、投资大，相对于陆地钻井，海洋高温高压井钻井液面临着更多的挑战，在高温高压仪器、技术指标与评价方法、高温处理剂、高密度加重材料、高温高压井钻井液体系等方面还需要做大量的研究工作。

（2）高温高压井钻井液的配方应在实验室模拟井下条件进行性能实验的基础上制定，室温下测试的常规钻井液性能不能真实模拟高温高压井筒环境下的性能，对现场钻井液实际应用和复杂事故预防缺乏有力的指导。高温热稳定时间、抗高温能力、高温高压滤失量应为高温高压井钻井液3个关键性能设计及评价指标。

（3）国内高温高压井钻井液主要以聚磺体系为主，海上钻井存在处理剂加量大、色度深、生物毒性高、不易排放等问题，应研究和应用抗高温耐盐合成聚合物处理剂。油基合成基钻井液仍然是海上超高温复杂地层主要技术对策，抗315 ℃氟基逆乳化钻井液是今后极高温高压井钻井液（260~315 ℃）的发展方向之一。

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（修改稿收到日期 2014-08-19）

〔编辑 朱 伟〕

Drilling fluid design and test method for offshore ultra-HTHP wells and new drilling fluid technology abroad

LIU Xiaodong,ZHU Hongwei,GAO Yonghui
（Boxing Company,CNPC Offshore Engineering Co.,Ltd.,Tianjin300451,China）

This paper presents the latest definition and classification of HTHP wells in abroad and the distribution of HTHP wells offshore in the world;sets forth the design method for drilling fluid properties for offshore HTHP wells,mainly including density,stability time under high temperature and heat,high temperature resistance,HTHP filtrate loss,anti-contamination capacity,rheological performance at low temperature and inhibition capacity to hydrates;comes up with the idea that the stability time at high temperature and heat,resistance to high temperature and HTHP filtrate loss should be the three key indicators for property design and evaluation of HTHP drilling fluid;has established the evaluation method for stability time at static high temperature and heat of drilling fluid HTHP well and dynamic resistance to high temperature through circulation simulated by ultra-HTHP rheometer Chandler 7600.This paper also provides detailed information on anti-232 ℃ ultra-high temperature chromium-free environment-friendly water-based drilling fluid,anti-220 ℃ ultra-high temperature high density cesium formate drilling fluid,anti-180 ℃ high temperature clay-free reservoir drilling fluid,anti-260 ℃ ultra-high temperature oil-based drilling fluid and anti-315 ℃ extremely high temperature fluorine invert emulsion drilling fluid in abroad.The above technologies are of reference significance to the research on ultra-high temperature or even extremely high temperature drilling fluid technology in China.

offshore drilling;high temperature and high pressure;ultra-high and extremely high temperature drilling fluid;fluorine invert emulsion drilling fluid

刘晓栋，朱红卫，高永会.海洋超高温高压井钻井液设计与测试方法及国外钻井液新技术［J］.石油钻采工艺，2014，36（5）：47-52.

TE243

：A

1000–7393（2014） 05–0047–06

10.13639/j.odpt.2014.05.012

中国石油天然气集团公司科技重大专项“高温高密度钻井液与可排放海水基钻井液成套技术研发”（编号：2014E-38-02）和中石油海洋工程公司科技项目“高温海水基钻井液技术研究”（编号：HK-Z-09-09）的部分研究内容。

刘晓栋，1980年生。2007年毕业于长江大学油田化学专业，现从事钻完井液新产品研发与现场技术服务工作。电话：022-66307558。E-mail：lxd41115103@126.com。