抗盐、抗高温钻井液在HV027-8井的应用

2016-06-25 07:13郑永超忽建泽肖俊峰何振奎胡金鹏

石油地质与工程 2016年1期

郑永超，忽建泽，肖俊峰，何振奎，胡金鹏，李　剑

(中国石化河南石油工程有限公司钻井工程公司，河南南阳 473132)

郑永超，忽建泽，肖俊峰，何振奎，胡金鹏，李剑

(中国石化河南石油工程有限公司钻井工程公司，河南南阳 473132)

摘要：泌阳凹陷安棚碱矿钻探过程中常钻遇芒硝、碱岩和石膏地层，常规钻井液体系无法满足安全钻井要求，为此研制了抗盐、抗高温钻井液体系。评价实验表明：在150 ℃老化48 h后，与聚磺钻井液体系相比，该钻井液体系的热滚前后的流变性、降滤失效果和沉降稳定性均较好，泥饼的黏滞系数小于0.1，并且该钻井液体系对于碱心的溶蚀率远低于清水和聚磺体系对于碱心的溶蚀率。在钻探HV027-8井过程中，该钻井液体系性能稳定，起下钻、取心顺利，成功完成了钻井设计指标。

关键词：安棚碱矿；抗盐抗高温钻井液；溶蚀率

泌阳凹陷富含多层碱岩、芒硝和石膏矿藏[1]，河南油田在安棚碱矿曾采用饱和碱水钻井液体系[2]，但钻井过程中碱层出现溶蚀与坍塌，导致取心收获率低。核一段芒硝层(700～1300 m)、碱层[3-5](1500～2500 m)易蠕变；持续地高压注水，致使碱矿钻井区域芒硝层、碱层溢流并伴随漏失复杂情况的发生。

HV027 - 8井是安棚鼻状构造南翼的一口连通垂直水平复合采碱生产井，水平连通VT012 - 8和VT013 - 8两直井。水平连通井设计井深3 508 m，实际井深3 513 m[2]。为了保证现场作业顺利，研制了抗盐、抗高温钻井液体系。

1钻井液处理剂及体系的优选

1.1大分子抑制剂的抗盐实验

量取30 L清水于配浆桶中，加入1 200 g钠土，再加入60 g Na2CO3、30 gNaOH，水化24 h，即得4%钠膨润土浆。取4%土浆4份，分别加入30%盐及一定量HV-CMC、PAC141、XC、KPAM，水化24 h后，高速搅拌20 min，静止3 min，测其性能，结果见表1。四种实验配方如下：配方1：土浆+1%HV-CMC+30%盐；配方2：土浆+1%PAC141+30%盐；配方3：土浆+0.3%XC+30%盐；配方4：土浆+1%KPAM+30%盐。从表1中可以看出，配方1、配方2、配方3基浆流变性较好，胶体率为100%，其中，配方3降滤失效果最好，但考虑成本因素选用配方2。

表1　不同大分子的抗盐实验结果

1.2降滤失剂的抗盐实验

取4%土浆4份，分别加入30%盐及一定量的降滤失剂CMS、LV-CMC、KJ-1、RHTP-1，水化24 h，高速搅拌20 min，静止3 min，测其性能，实验结果见表2。五种实验配方如下：配方1：土浆+30%盐;配方2：土浆+1%CMS+30%盐;配方3：土浆+1% LV-CMC+30%盐;配方4：土浆+1% KJ-1+30%盐:配方5：土浆+1%RHTP-1+30%盐。从表2可以看出，配方2、3、4、5的胶体率均较高，而配方5具有较高黏切和较低的滤失量，故选配方5。

1.3欠饱和盐水钻井液体系

取4%土浆4份，分别加入30%盐及1%降滤失剂，搅拌待其溶解后，再分别加入一定量PAC141，水化24 h；高速搅拌20 min，静止3 min，测其性能，结果见表3。四种实验配方如下：配方1：土浆+0.5%PAC141+1%CMS+30%盐;配方2：土浆+0.5%PAC141+1%LV-CMC+30%盐；配方3：土浆+0.5%PAC141+1% RHTP-1+30%盐;配方4：土浆+0.5%PAC141+1%KJ-1+30%盐。

表2　不同降滤失剂的抗盐实验结果

表3　不同配方欠饱和盐水钻井液体系性能

从表3可以看出，加药养护24 h后，各种配方降滤失效果均较好，黏切度较高，其中配方3失水4 mL，效果最好，故将其作为优选体系。

2优化体系及钻井液性能评价

钻井液在安棚碱矿HV027 - 8井下既要承受高温、碱、盐作用，又要具有长水平段润滑防塌能力，因此，继续对欠饱和盐水钻井液体系进行优化，并与聚磺钻井液体系性能进行对比评价，优化配方体系及聚磺配方体系如下：

优化配方：土浆+0.5%PAC141+1%RHTP-1+0.2%XY-27+3%SFT120+(2～3%)极压润滑剂+2%RT-1+1%CY-1+30%盐；

聚磺配方：土浆+0.5%PAC141 +3%SMP+2%SPNH+3%SFT120+(2～3%)极压润滑剂+2%RT-1+1%CY-1+30%盐。

2.1钻井液性能评价

从表4中可看出，优化配方欠饱和盐水钻井液体系在150 ℃下、热滚16 h前后流变性较好，其 120 ℃、高压条件下为 14 mL；聚磺钻井液体系高温热滚后为16 mL，因此优化配方欠饱和盐水钻井液体系的抗温性要好于聚磺钻井液体系。

表4　抗温钻井液体系评价结果

2.2钻井液沉降稳定性评价

将优化配方和聚磺配方钻井液体系加重至1.7 g/cm3并装入滚动罐中，在150 ℃环境中老化48 h，测试罐中上下部分钻井液的密度差，再搅拌钻井液并测其性能，实验结果见表5。

实验结果表明，在同一密度下，150 ℃老化48 h后，两种钻井液体系的流变性均很好，但优化配方钻井液的上下密度差为0.03 g/cm3，而聚磺钻井液的上下密度差为0.06 g/cm3，说明优化钻井液体系的沉降稳定性要好于聚磺钻井液体系。

2.3润滑性能评价

在150 ℃条件下，将两种钻井液体系热滚16 h，测量钻井液的泥饼黏滞系数和极压润滑系数，实验结果见表6。从中可以看出，加入优选的润滑剂后，两种钻井液体系润滑性均较好。

2.4碱岩的溶蚀性评价

表5　两种钻井液高温密度差实验结果(150 ℃)

表6　钻井液的润滑性能

取安棚碱井岩心50 g，放入清水、抗盐抗高温钻井液和聚磺钻井液中，在60 ℃条件下，热滚16 h后，冷却至室温，将罐内岩样及液体全部倾倒在40目筛上，用自来水清洗，再在105 ℃烘干4 h，称重并计算溶蚀率，其实验结果见表7。实验结果表明，抗盐、抗高温钻井液体系的溶蚀率为29%，而清水和聚磺钻井液体系的溶蚀率分别为85%和70%，由此可见抗盐、抗高温钻井液体系对碱心的溶解最小，有利于碱层取心。

表7　三种体系的碱心溶蚀率

3现场应用

泌阳凹陷安棚HV027-8井二开进入芒硝层前，充分使用固控设备，除去无用固相；将配制好的(0.5%～0.8)%PAC141胶液加入钻井液中，利用大分子聚合物增强抑制能力，加入适量降滤失剂RHTP-1；钻至膏岩层时，适当提高比重；进入芒硝层前，为防止缩径，将密度提高到1.25 g/cm3以上，并在钻开芒硝层前，将体系转换成抗盐、抗高温钻井液，转化前后钻井液性能见表8，芒硝层出水量较大时，改用地面大土池循环，同时回收多余芒硝水。考虑到油基钻井液主要成分是乳化剂、沥青、白油、氯化钙水溶液，在进入水平段前，向井中加入2%～5%油基钻井液，以增强钻井液的润滑能力。