伊朗地区淀粉-饱和盐水钻井液体系探究及应用

苏 哲

中国石油辽河油田分公司特种油开发公司（辽宁盘锦124010）

伊朗地区淀粉-饱和盐水钻井液体系探究及应用

苏 哲

中国石油辽河油田分公司特种油开发公司（辽宁盘锦124010）

介绍了伊朗淀粉-饱和盐水体系，并对钻井液性能的影响因素进行分析；针对该体系的不足，提出了可行的改进方案；通过室内研究，提高了该体系的流变性、护胶能力、抑制能力以及抗污染能力等，并得出最优体系配方；先后将该体系应用于伊朗北阿地区AZNN-009井、AZNN-016井、AZNN-018井，现场施工顺利，钻井液性能稳定；现场实践证明，优选出的钻井液体系适合伊朗北阿地区的三开高压井段，并在该区块应用取得成功。

淀粉-饱和盐水钻井液体系；钻井液性质；伊朗地区

淀粉-饱和盐水钻井液体系主要应用于伊朗地区三开311.2mm（124⅟″）井眼段，该井段地层主要为钙质泥岩、石膏、岩盐及混合夹层，地层压力系数高，并伴有高压盐水层，实钻最高密度达到2.56g/cm3。该体系具有流动性好、抗盐抗钙污染能力强、现场维护处理简单等特点。但体系中材料的单一也表现出诸多不足。通过大量的室内试验，结合长城钻井液体系优点，对淀粉-饱和盐水钻井液体系进行了优化改良，形成了淀粉-饱和盐水聚磺钻井液体系，目前该体系已成功应用于北阿地区多口井，并取得了良好的实钻效果，完全能够满足钻井施工要求，保证井下安全。

1 淀粉-饱和盐水钻井液体系的组成

基本组成：饱和盐水+5.706kg/m3纯碱+22.824～ 34.236kg/m3淀粉+Ca(OH)2；

该体系用Ca(OH)2调节pH值，Ca(OH)2加量根据所需要的pH值高低确定。

该体系的性能参数见表1。

2 淀粉-饱和盐水钻井液性能的影响因素

2.1 淀粉对淀粉-饱和盐水钻井液性能的影响

淀粉做为淀粉-饱和盐水体系的护胶降失水剂，可有效地控制钻井液滤失量，并有明显的提粘效应。其加量会影响钻井液的粘切和API滤失量。

图1为淀粉加量与钻井液动切力的关系曲线。相同密度的钻井液，动切力随着淀粉加量的增加呈上升趋势，当淀粉加量增加至8×2.853kg/m3以后，动切力上升趋势变得平缓。

表1 淀粉-饱和盐水体系性能参数

图1 淀粉加量与钻井液动切力的关系曲线

图2 为淀粉加量与滤失量关系曲线图。可以看出，淀粉加量对于钻井液的滤失量有很大影响，淀粉具有良好的降失水效果，API滤失量随着淀粉浓度的增加呈明显下降趋势，当淀粉浓度达到8× 2.853kg/m3以后，API滤失量减小至1mL以内。

图2 淀粉加量对API滤失量的影响

实验结果表明，配制淀粉饱和盐水钻井液，22.824～34.286kg/m3浓度的淀粉加量较为合适，为保持足够的悬浮能力，在配制高密度钻井液时淀粉加量一般采取上限。

2.2 pH值对淀粉-饱和盐水钻井液性能的影响

淀粉-饱和盐水钻井液以淀粉为护胶剂，维持胶体的各项性质，该钻井液体系对pH值较为敏感，pH值的变化会导致淀粉分子形态、结构的变化，同时也会影响Ca2+的浓度，进而引起性能的改变。

2.2.1 pH值对黏度的影响

室内配制了4种不同密度的基浆，并对每一种基浆加入不同浓度的Ca(OH)2调节pH值，测定不同pH值条件下4种基浆的钻井液黏度，在相同钻井液密度下，黏度随pH值的升高而下降；钻井液密度越高，黏度随pH值的升高下降速率越快。

对于淀粉饱和盐水钻井液，pH值不能过高，超过11以后，钻井液黏度很低，悬浮能力大幅下降，有可能导致加重材料的沉积；反之，如果pH值过低，容易造成淀粉发酵变质，护胶能力不够，API滤失量上升，泥饼虚厚，流变性变差。

2.2.2 pH值对动切力的影响

室内配制了4种不同密度的基浆，并对每一种基浆加入不同浓度的Ca(OH)2调节pH值，测定不同pH值条件下4种基浆的钻井液动切力,结果见图3。

图3 pH值对动切力的影响

由图3可以发现，钻井液动切力随pH值的升高而减小，当pH值大于12以后，钻井液动切力减小至近乎为零。

2.2.3 pH值对滤失量的影响

室内配制了4种不同密度的基浆，并对每一种基浆加入不同浓度的Ca(OH)2调节pH值，测定不同pH值条件下4种基浆的钻井液的滤失量，结果见图4。

图4 pH值对API滤失量的影响

由图4可以看出，随pH值的升高，API滤失量缓慢上升，当pH值高于11以后，API滤失量会快速升高，直至完全滤失，这是因为体系的pH值由Ca(OH)2提供的，提供OH-的同时，也提供了大量的Ca2+。

室内实验结果表明：pH值对淀粉饱和盐水钻井液和普通的水基钻井液的影响截然不同。在普通的水基般土钻井液中，主要以Na2CO3和NaOH来调节pH值，离子交换吸附有利于粘土的水化分散，在一定程度上降低钻井液的滤失量、提高黏度、切力。对于淀粉饱和盐水钻井液体系，无土相，pH值对体系的影响很大。实验证明，向pH值大于12的钻井液中加入一定量的酸，钻井液的黏度和切力可以在一定程度上恢复，API滤失量也会减小，全滤失的情况消失；而发生盐水侵后，钻井液流动性变差，切力显著升高，向体系中缓慢加入石灰（即氢氧化钙），将pH值调整到9～9.5，钻井液流动性恢复。这可以解释为淀粉由于体系酸碱性变化引起分子链结构发生变化，使胶体溶液中分子链的伸展形态发生变化，另外分子链中有与酸碱发生反应的基团，使分子链醚化、断裂水解。

根据室内试验及现场实践，密度在115～125pcf时，pH值控制在8.5～9.0之间；密度在125～135pcf时，pH值控制在9.0～9.5之间；密度为135～145pcf时，pH值控制在9.5～10.0之间，密度在145～155pcf时，pH值控制在10.0～10.5之间，这样淀粉能发挥最大效用，体系性能稳定，流变性良好，可以满足井下安全的需要。

2.3 淀粉饱和盐水钻井液的现场维护处理要点

1）钻进过程中，主要以饱和盐水淀粉胶液维护泥浆性能，保证体系中盐含量达到饱和状态，并且根据粘切、滤失量大小调节淀粉加量。如果动切力不足以满足携砂要求，可以在胶液中适量加入红淀粉以提高动切力。

2）钻进过程中pH值会降低，使用Ca(OH)2调节体系pH值，根据泥浆密度、切力的要求补充适量Ca(OH)2，保证性能的稳定。现场操作时，应配成一定浓度的石灰水加入，切忌干加，否则会使局部pH值过高而引起加重剂聚沉。同时，2种不同pH值泥浆不可混合，以免造成混浆时因pH值差别较大引起钻井液短期剧烈增稠而出现絮凝现象。

3）每班及时监测钻井液Ca2+含量，使用pH计精确测量pH值。若Ca2+浓度升高，pH值降低，且出口黏度下降，表观黏度增大，则可以确定发生盐水侵，应及时提高钻井液密度，同时加入石灰水调节pH值，改善和恢复钻井液流动性。

3 淀粉-饱和盐水钻井液体系的不足及优化

3.1 淀粉-饱和盐水钻井液体系的不足：

根据以上分析，淀粉具有很好的降失水作用，能满足对加重材料悬浮的要求。但是体系材料的单一，使该体系对pH值很敏感，尤其对于高密度钻井液；在钻水泥塞过程中，由于水泥的碱性，导致钻井液黏度显著下降，悬浮能力差，加重剂沉淀严重，而且由于全滤失，泥饼很厚，如不及时妥善处理，极易造成卡钻等井下复杂情况的发生。另外，该体系仅靠盐来抑制粘土的水化分散，缺少大分子包被抑制剂，在三开钻进过程中无法有效的控制劣质固相的侵入，随着土相的增加，Ca2+会压缩粘土颗粒表面的扩散双电层，使水化膜变薄，引起粘土晶片面与面和端与面聚结，流变性变差，滤失量剧增，泥饼虚厚，造成起下钻困难。

3.2 淀粉-饱和盐水钻井液体系的优化

针对伊朗井队使用的淀粉饱和盐水钻井液体系的不足，结合长城钻井液体系的优点，通过大量的室内实验，优选出了一套适合北阿区块的三开高密度淀粉饱和盐水聚磺钻井液体系。

体系配方：饱和盐水+0.2℅烧碱+3%～4℅淀粉+ 0.3%～0.5%PAC-LV+0.2%～0.3℅KPAM+1.5%～2% SMP-2+加重剂。性能如表2。

现场实践证明，加重后的钻井液经过井底高温后，表观黏度下降，动切力无明显变化，完全能满足对加重剂的悬浮要求。

4 优化后的淀粉-饱和盐水聚磺钻井液体系的现场应用

4.1 现场维护处理要点

1）水泥塞对三开高密度钻井液的污染程度较为严重，三开前使用二开老浆钻塞，钻塞完成后，转换三开新浆时先替入5～8m3清水做为隔离液，这样可有效防止老浆对新浆的污染。

2）现场维护主要以KPAM、PAC-LV、SMP-2按一定比例复配成饱和盐水胶液均匀补充，控制滤失量，保持泥饼质量薄而致密。针对该地区大段泥岩、石膏及含膏泥岩，必须加足大分子抑制剂和盐（使用一定量的KCL效果更佳），确保钻井液具有极强的抑制能力，防止劣质固相的侵入。

3）使用烧碱水调节pH值，控制Ca2+含量，维持pH值在9～10之间，尽量避免大量使用纯碱，这样可有效防止生成CaCO3，造成体系中低密度固相大幅增加。

4）低密度固相的大幅侵入对于高密度钻井液体系是致命的，严重时会导致体系失去流动性，因此现场操作时，必须严格控制低密度固相的污染。除上述化学控制方法外，还应注意从净化设备方面加以控制。震动筛要尽量使用0.15mm(100目)以下的筛布，钻进过程中坚持使用除砂器，必要时可间隔使用除泥器。

表2 优化后的钻井液性能参数

5）伊朗地区三开井段存在高压富含钙的盐水层，因此密度使用极为关键。现场操作过程中要根据地质设计及邻井实钻资料及时提高钻井液密度，防止因密度低造成的高压盐水的污染。

4.2 现场应用效果

优化后的淀粉-饱和盐水聚磺钻井液体系先后应用于伊朗北阿地区AZNN-009井、AZNN-014井、AZNN-016井、AZNN-018井，并取得了良好的实钻效果。实钻最高密度达到2.28g/cm3，流变性良好，三开钻井过程中钻井液黏度控制在较高（漏斗黏度85s以内）水平，具有良好的剪切稀释特性和触变性，抗污染能力强，实钻过程中如果遇到高压盐水侵，处理工艺相对简单，易于操作。起下钻及下套管作业顺利，无阻卡现象，保证了钻井施工的安全，平均机械钻速明显提高，平均机械钻速达到6.42m/h，大大缩短了三开钻井周期。

上述几口井的钻井液性能参数见表3、表4、表5、表6。

表3 AZNN-009井三开钻井液性能参数

表4 AZNN-014井三开钻井液性能参数

表5 AZNN-016井三开钻井液性能参数

表6 AZNN-018井三开钻井液性能参数

5 认识与结论

1）优化后的淀粉-饱和盐水聚磺钻井液体系具有流变性好、护胶和抑制能力及抗污染能力强的优点，同时具有较好的剪切稀释特性和良好的触变性，尤其适用于配制高密度钻井液。

2）淀粉饱和盐水聚磺钻井液体系特别适用于伊朗地区三开高压井段，完全能够满足钻井施工要求，现场维护处理工艺简单，易于操作。

3）低密度固相控制对高密度钻井液体系来说极为关键，现场施工中必须严格控制，避免低密度固相的大量侵入。

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The starch-saturated salt water drilling fluid system is introduced,and the factors influencing the performance of the drilling fluid are analyzed.The feasible improvement scheme is put forward in view of the shortage of the system.The rheological property,the glue protecting ability,the inhibition ability and the pollution resistance of the system are improved by laboratory research,and the optimal system formula is obtained.The system is applied to the AZNN-009 well,AZNN-016 well and AZNN-018 well in Iran Beia area,the field construction is smooth and the drilling fluid performance is stable.The optimized drilling fluid system is suitable for high pressure well section in the area.The application of the drilling fluid system in Iran Beia area is successful.

starch-saturated salt water drilling fluid system;property of drilling fluid;Iran area

尉立岗

2015-07-19

苏哲（1986-），男，现主要从事钻井液的研究工作。