深水FLAT-PRO合成基钻井液体系研究及应用*

罗健生 刘 刚 李 超 杨洪烈 耿 铁 李自立

(中海油田服务股份有限公司油田化学事业部 河北三河 065201)

深水FLAT-PRO合成基钻井液体系研究及应用*

罗健生 刘 刚 李 超 杨洪烈 耿 铁 李自立

(中海油田服务股份有限公司油田化学事业部 河北三河 065201)

为了解决深水钻井过程中安全密度窗口窄的技术难题，以低黏度气制油作为基液，对合成基钻井液乳化剂、润湿剂及流型调节剂等关键处理剂进行了研制和优化，构建了深水FLAT-PRO合成基钻井液体系。室内性能评价结果表明，新构建的FLAT-PRO合成基钻井液体系具有流变性好、动切力与Φ6受温度及压力影响小、抗污染能力强、沉降稳定性好等特点。目前新构建的深水FLAT-PRO合成基钻井液体系已在我国南海西部超深水井中取得成功应用，具有较好的推广应用价值。

深水；气制油；合成基钻井液体系；流变性；南海西部

随着勘探开发的不断深入，海上油气开发逐渐从浅海走向深水。然而，在深水钻进面临着诸多挑战，如低温下钻井液增稠、安全作业密度窗口窄导致井下漏失、井壁失稳、钻井液用量大、井眼清洁困难及形成天然气水合物等问题[1-3]。综合考虑作业安全因素，合成基钻井液可以满足优越的井眼稳定性和最大化的机械钻速，已基本成为深水及超深水钻井作业钻井液体系的首选。岳前升 等[4]研究了深水钻井条件下合成基钻井液流变性，通过测定线性α-烯烃合成基钻井液在不同组成时的黏度-温度特性,研究了乳化剂种类、有机土加量、油水比及钻井液密度等对合成基钻井液低温流动性影响；管志川[5]研究了温度和压力对深水钻井油基钻井液液柱压力的影响，建立了温度压力影响下的油基钻井液密度计算模型，但其油基钻井液使用的基液为柴油或原油；耿娇娇 等[6]介绍了国外研制出的具有恒流变特性的合成基钻井液(CR-SBM)，其流变性，特别是动切力、静切力和低剪切速率下的黏度等参数基本上不受温度压力的影响。从传统的合成基钻井液流变性能看，该类型钻井液受温度和压力影响大，低温增稠导致ECD和启动泵压、激动泵压变化大，易发生大的井下漏失[7-9]。为了解决深水钻井中的压力控制问题，本文研发了一套ECD变化很小的深水FLAT-PRO合成基钻井液体系，并对其综合性能进行了系统评价，结果表明所研发的深水FLAT-PRO合成基钻井液体系不仅具备传统合成基钻井液性能优点，而且其流变性能受温度及压力影响小，尤其是动切力、Ф6读数等变化平稳。目前，深水FLAT-PRO合成基钻井液体系已在我国南海西部A油田超深水井成功应用，具有较好的推广应用价值。

1 FLAT-PRO合成基钻井液体系研发

1.1 处理剂的优选及研制

1.1.1 基液的优选

钻井液要满足恒流变特性，最关键的影响因素就是钻井液的基液。优选并测定了几种常用基液的运动黏度及性能，测试结果见表1。从表1可以看出，气制油具有低的运动黏度，用其作为合成基基液时既有利于提高机械钻速，又有利于在低温下钻井液的黏度不会太高，使得合成基钻井液在不同温度下流变性能变化平稳。因此，选择气制油作为合成基基液，并测定了气制油的碳数分布，如图1所示。从图1可以看出，气制油的碳链分布集中，主要分布在C12—C19之间，且以烷烃为主，这种窄的碳数分布能使其黏度受温度影响小，符合深水“恒流变”的特性要求。

表1 不同基液的性能对比Table 1 Performance comparison of different base fluids

图1 气制油的碳数分布Fig .1 Carbon number distribution of GTL

1.1.2 乳化润湿剂的研制及优选

乳化剂是合成基钻井液的关键组分，是乳状液能否稳定的决定因素。为了获得稳定的乳状液，乳化剂必须具有以下特征：能较大幅度降低油水界面张力；在油水界面有较大的吸附量，能形成具有一定黏弹性的界面膜；具有合适的HLB值，在高温下不易发生解吸附。而润湿剂的选择必须满足将水湿固相转变成油润湿而不致于使钻井液流变性能发生很大的变化。

通过大量的实验，研制了主乳化剂PF-FSEMUL、辅乳化剂FSCOAT及润湿剂PF-FSWET，其基本性能见表2。从表2可以看出，主乳化剂PF-FSEMUL的HLB值较小，亲油性很强；辅乳化剂FSCOAT的HLB值在7～9，其亲油性较弱；润湿剂PF-FSWET的亲油性属于中等。因此，使用该主乳化剂、辅乳化剂及润湿剂即能构建乳化稳定性很强的油包水钻井液。在此基础上，开展了乳化润湿剂加量对合成基钻井液性能的影响分析，优选乳化润湿剂添加量。

表2 乳化润湿剂的基本性能Table 2 Basic properties of emulsifier and wetting agents

1) 乳化剂的影响。在280 mL气制油中加入不同加量的主乳化剂PF-FSEMUL，高速搅拌5 min；然后加入2.5%有机土高速搅拌5 min，加入70 mL 25%CaCl2溶液高速搅拌30 min，加入2.5%CaO高速搅拌10 min，测破乳电压，结果如图2所示。从图2可以看出，主乳化剂破乳电压随加量增加而增大，当主乳化剂加量大于0.8%时破乳电压增幅减缓，因此综合考虑性能及成本，选择主乳化剂加量为0.8%左右。

图2 主乳化剂加量对合成基钻井液电稳定性影响Fig .2 Effect of primary emulsifier addition on electrical stability of drilling fluid

在280 mL气制油中加入0.8%主乳化剂PF-FSEMUL及不同加量的辅乳化剂，高速搅拌5 min；然后加入2.5%有机土高速搅拌5 min，加入70 mL 25%CaCl2溶液高速搅拌30 min，加入2.5%CaO高速搅拌10 min，测破乳电压，测试结果见图3。从图3可以看出，辅乳化剂破乳电压随加量增加而增大，当辅乳化剂加量为1.0%时，破乳电压达到最大值。因此，构建深水FLAT-PRO合成基钻井液体系时，选择辅乳化剂加量为1.0%左右。

2) 润湿剂影响。取280 mL 气制油，加入0.8%主乳化剂PF-FSEMUL、1.2%辅乳化剂PF-FSCOAT及加入不同剂量的润湿剂，高速搅拌5 min，然后加入3%有机土高速搅拌5 min，加入70 mL 25%CaCl2溶液高速搅拌30 min，加入8.75 g CaO高速搅拌5 min，加入2%降滤失剂高速搅拌5 min，再加入重晶石密度至1.8 g/cm3，高速搅拌30 min，在150 ℃下老化16 h后测定50 ℃下钻井液的流变性能及破乳电压，结果见图4、5。

图3 辅乳化剂加量对合成基钻井液电稳定性影响Fig .3 Effect of secondary emulsifier addition on electrical stability of drilling fluid

图4 润湿剂加量对合成基钻井液表观黏度影响Fig .4 Effect of wetting agent addition on apparent viscosity of drilling fluid

图5 润湿剂加量对合成基钻井液电稳定性影响Fig .5 Effect of wetting agent addition on electrical stability of drilling fluid

从图4可以看出，在密度为1.8 g/cm3的合成基钻井液中，加入0.3%润湿剂PF-FSWET后，表观黏度急剧下降，说明润湿剂的加入对改变高密度钻井液流变性能有很好的效果。从图5可以看出，随润湿剂加量的增加，钻井液破乳电压增大。综合大量实验结果，选择润湿剂加量为1.0%以上，具体加量视密度而定。

1.2 钻井液体系构建及综合性能评价

1.2.1 体系构建

深水FLAT-PRO合成基钻井液体系构建的原则为：

1) 基液的运动黏度低，且黏度受温度的影响小，碳数分布集中。

2) 有机土作增黏剂会使钻井液的流变性能受温度及压力影响变化较大，因此尽可能减少有机土的用量。

3) 开发性能独特的流型调节剂。流型调节剂在低温条件下呈卷曲状态且对黏度无影响；随着温度升高，有机土的增黏效果会有所减弱，流型调节剂将发挥增黏提切作用[10-11]。

4) 低黏低切下，钻井液体系具有优良的沉降稳定性。

5) 形成乳液结构稳定的油包水体系。

综合上述原则及研发优选的处理剂，构建的深水FLAT-PRO合成基钻井液体系的基础配方为：气制油280 mL+0.8%主乳化剂PF-FSEMUL+1.0%辅助乳化剂PF-FSCOAT+1.0%润湿剂PF-FSWET+120 mL 25% CaCl2溶液+2.5%有机土PF-FSGEL+0.5%流型调节剂PF-FSVIS+3.0%CaO+2.5%降滤失剂PF-FSHFR+重晶石粉130 g加重到1.2 g/cm3。

1.2.2 综合性能评价

1) 常规性能评价。按照基础配方测试了深水合成基钻井液体系150 ℃老化16 h后65.5 ℃下的常规性能，结果见表3。从表3可以看出， 合成基钻井液在65.5 ℃下的常规性能完全能满足钻井工程的作业要求。

表3 深水合成基钻井液常规性能Table 3 Conventional performance of deep water synthetic drilling fluid

2) 不同温度及压力下的流变性能。将待测样品在低温下养护2～3 h，取出置于带加热套的六速旋转黏度计上测试其在4.0～65.5 ℃下的常压流变性能，结果见表4。使用Fann ix77流变仪，在6.9～69.0 MPa、4.0～65.5 ℃条件下测定其流变性能，结果见表5。

表4 不同温度深水合成基钻井液体系流变性能Table 4 Rheological properties of deep water SBM at different temperatures

表5 深水合成基钻井液体系在不同温度、压力下的流变性能Table 5 Rheological properties of deep water SBM at different temperatures and pressures

从表4、5可以看出，深水合成基钻井液体系的Φ6读数、动切力、静切力等流变参数随测试温度和压力的变化影响较小，完全能满足恒流变合成基钻井液的要求。

3) 抗污染能力评价。在合成基钻井液中加入不同加量钻屑粉(过80目筛)或人工海水，在120 ℃下老化16 h后测试其在4.0～65.5 ℃下的常压流变性能，结果见表6、7。

从表6、7可以看出，在恒流变合成基钻井液体系中分别加入10%的钻屑或者是10%的海水后，钻井液的流变性能变化不大，说明深水恒流变合成基钻井液体系具有较强的抗钻屑和海水污染的能力。

表6 深水合成基钻井液体系抗钻屑粉污染性能Table 6 The performance of deep water SBM after drilling cuttings contamination

表7 深水合成基钻井液体系抗海水污染性能Table 7 The performance of deep water SBM after seawater contamination

4) 沉降稳定性能评价。评价了在室内25 ℃条件下2种不同密度的深水合成基钻井液体系在静止状态下的沉降稳定性能，评价结果见表8。从表8可以看出，不同密度下的深水合成基钻井液沉降因子均小于0.52(国际标准)，说明该钻井液具有很好的沉降稳定性。

表8 不同密度的深水合成基钻井液沉降稳定性(25 ℃)Table 8 Sag stability of SBM with different densities(25 ℃)

5) 封堵性能评价。使用PPT封堵评价仪评价深水合成基钻井液的封堵性能，砂盘尺寸850 mD、5 μm，评价结果见表9。从表9可以看出，在基液中加入封堵剂1之后，深水合成基钻井液体系具有较强的封堵特性，说明该钻井液对地层能起到较好的封堵作用。

表9 深水合成基钻井液体系的封堵性能Table 9 Plugging performance of deep water SBM

2 现场应用

2016年1月，FLAT-PRO合成基钻井液体系在南海西部A油田超深水区W井进行了现场应用。W井作业水深1 700 m，泥线温度2.6 ℃，井底循环温度22 ℃，出口温度14 ℃。φ914.4mm井眼喷射钻进至1 781.7 m，φ660.4 mm井眼钻至2 100.7 m，φ444.5 mm井眼钻至2 349 m，φ311.15 mm井眼钻至2 483 m。φ444.5 mm及φ311.15mm井眼使用FLAT-PRO合成基钻井液体系,现场应用数据见表10及图6、7。从现场应用数据可以看出， FLAT-PRO合成基钻井液体系取得了成功应用，体系流变性能稳定，钻井液携岩能力强，井眼清洁；ECD值较低，满足了窄窗口密度的要求。W井设计建井周期28.50 d，实际建井周期19.13 d，创海洋深水井建井周期最快记录。

表10 南海西部A油田超深水区W井现场钻井液性能Table 10 Field drilling fluid performance in ultra-deepwater Well W of A oilfield in the South China Sea

图6 南海西部A油田超深水区W井现场钻屑Fig .6 Drill cuttings from ultra-deep water Well W of A oilfield in the South China Sea

图7 南海西部A油田超深水区W井φ444.5 mm 和φ311.15 mm井眼ECD的变化Fig .7 The change of ECD in φ444.5 mm and φ311.15 mm sections of ultra-deepwater Well W of A oilfield in the South China Sea

3 结论

1) 深水合成基钻井液体系基液宜选择黏度低且黏温特性好的气制油。

2) 构建的深水FLAT-PRO合成基钻井液体系ECD变化小，其流变性能和乳化稳定性能受老化温度的影响小，具有优良的沉降稳定性和封堵能力，目前已在我国南海西部超深水井取得成功应用，具有较好的推广应用价值。

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(编辑：孙丰成)

Research and application of FLAT-PRO synthetic based drilling fluid system in deep water

LUO Jiansheng LIU Gang LI Chao YANG Honglie GENG Tie LI Zili

(COSLOilfieldChemicalsDivision，Sanhe，Hebei065201,China)

In order to solve the problem of narrow density window in deep water drilling，the FLAT-PRO synthetic based drilling fluid system in deep water was developed by researching and optimizing the key materials such as emulsifier, wetting agent and rheological modifier on the basis of the low viscosity gas-to-liquid as saraline. Experiment evaluation results show that the new FLAT-PRO synthetic based drilling fluid system has well rheological properties, less change of YP and Φ6 in the different temperature and pressure ranges，good ability to enduring solids contamination，and good suspension stability. The new FLAT-PRO synthetic based drilling fluid system successfully applied in the ultra-deepwater well of the western South China Sea and has good popularization using value.

deep water; gas-to-liquid; the synthetic based drilling fluid system; rheology property; the western South China Sea

*中海油田服务股份有限公司科研项目“深水恒流变合成基钻井液体系的研究(编号：YHB12YF007)”部分研究成果。

罗健生，男，教授级高级工程师,首席研发工程师，中国海洋石油总公司产品研发专家，1999年毕业于原石油大学(北京)油气井工程专业，获硕士学位，主要从事钻井液完井液及储层保护方面的研究工作。地址：河北省三河市燕郊行宫西大街81号中海油田服务股份有限公司油田化学研究院(邮编：065201)。E-mail：luojsh@cosl.com.cn。

1673-1506(2017)03-0061-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.03.010

TE254

A

罗健生，刘刚，李超,等.深水FLAT-PRO合成基钻井液体系研究及应用[J].中国海上油气，2017，29(3)：61-66.

LUO Jiansheng,LIU Gang,LI Chao,et al.Research and application of FLAT-PRO synthetic based drilling fluid system in deep water[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(3):61-66.