大位移井抗高温低摩阻钻井液室内研究

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057)

侯珊珊，王佳，赵春艳

(荆州嘉华科技有限公司，湖北 荆州 434000)

在大斜度井的钻井开发过程中，由于水平位移长、井斜大、钻具与井壁或套管的接触面积大，钻井扭矩和摩阻随之增大，钻井托压、划眼、卡钻等复杂事故极易发生[1～3]。在大位移井钻井过程中，钻井液性能优劣对钻井扭矩、摩阻及井壁稳定性和井眼清洁均有着重要影响。近年来，国内针对大位移井水基钻井液体系开展了大量研究，但与国外相比还有一定差距，如抗高温、润滑等性能较差，制约了水基钻井液在大位移井中的应用[4～7]。为此笔者通过试验研究，构建了一套适合大位移井钻井需要的水基钻井液体系。该钻井液体系解决了钻井过程中的摩阻扭矩和高温稳定性问题，可作为大位移井钻井液进行推广应用。

1 大位移井钻井液技术难点

1.1 井壁稳定性

油气开采过程中，钻遇过的地层50%以上是泥页岩地层，泥页岩遇水容易出现水化膨胀，且随着钻井逐渐趋向大斜度井和水平井，水垂比越来越高，井下出现大段的悬空井段，更易引起井壁失稳等复杂问题。

1.2 高摩阻和大扭矩

大位移井由于水平位移长、水垂比高，钻具与井壁或套管质检的接触和摩擦面积逐渐增大，加剧了钻具与井壁间的摩阻扭阻力，此时钻井液润滑效果不佳则会加大钻井过程中的阻力，易引起憋扭矩、起下钻困难等问题。同时，大位移井的井斜角大、裸眼段长，大井斜角在重力作用下井壁易形成岩屑床堆积，由于井眼四周应力分布出现差异，可能造成井眼变形，加大钻井过程中的摩擦阻力，影响钻进效率。

1.3 高温稳定性

大位移井逐渐向深井开采，深井大位移井的目的层和水平段相对较深，地温梯度高，井眼轨迹复杂，高温特性对于钻井液的性能提出了更高的要求和挑战[8，9]。

2 润滑剂NC-1的制备与性能评价

2.1 润滑剂NC-1的制备及评价方法

高分子脂肪酸具有较好的润滑效果，为了获得更好的润滑效果，通过对高分子脂肪酸改性，同时引入纳米减摩剂和高温稳定剂，制备了具有高效润滑和强减摩效果且抗温效果较好的润滑剂NC-1，构建了一套润滑剂性能评价方法(包括基浆润滑系数降低率、抗磨能力、黏滞系数降低率)，综合评价NC-1的润滑效果。性能评价方法如下：

1)基浆的配制 400mL淡水+6%专用钠土，高速搅拌20min后养护24h待用。

2)润滑系数降低率 使用美国Fann润滑仪，按照SY/T 6094-94《钻井液用润滑剂评价程序》对钻井液进行润滑性评价。润滑系数K和润滑系数降低率Kf计算公式如下：

(1)

(2)

式中：Dz、Ds分别为钻井液和水在仪器表盘上的读数；Kj、Ky分别为基浆和样浆的润滑系数，1。

3)抗磨能力 使用KMY201-1A抗磨试验机，在不断加砝码的过程中，钢球与滑块抱死卡停，通过加压砝码的块数来评价润滑剂减阻能力。

4)黏滞系数降低率 使用NZ-3A黏滞系数测定仪。在工作滑板倾斜条件下，放在泥饼上的滑块受向下的重力作用，当克服黏滞力后开始滑动时，滑板对应的倾斜角度即反映相应的摩擦系数。按照函数表查得与之对应的函数值，即泥饼的黏滞系数。黏滞系数降低率的计算同润滑系数降低率。

2.2 润滑系数降低率和抗磨能力评价

分别向6%淡水膨润土浆和6%海水膨润土浆中加入2% NC-1，高速搅拌20min后于常温下使用极压润滑仪、抗磨试验机和黏滞系数测定仪测试钻井液的性能，试验结果见表1。由表1数据可知，加入NC-1后，基浆的润滑系数明显下降，润滑系数降低率高达90%以上；当基浆中分别加入10%NaCl和10%KCl时，体系降低率仍达到80%和70%以上，表明该剂抗无机盐NaCl、KCl效果较好；同时，钻井液抗磨能力都达到了10块，表明NC-1具有较好的抗磨能力。

表1 润滑剂在基浆中性能评价

注：抗磨试验机砝码最高只能达到10块。

2.3 润滑效果对比评价

笔者将NC-1与常用润滑剂的各项润滑性能进行对比，所用基浆均为6%膨润土浆，老化温度为150℃，试验结果见图1。由图1可知，随着润滑剂质量分数的增加，钻井液润滑效果逐渐升高，质量分数为2%时基本稳定，其中NC-1的润滑效果最佳，优于其他常用润滑剂。

2.4 抗温性评价

向6%淡水膨润土浆中加入2% NC-1，高速搅拌20min后分别于100、120、140、160℃下老化16h后测定润滑性能，试验结果见图2。由图2可知，随着老化温度升高，加了NC-1的润滑性缓慢下降，160℃时润滑系数降低率和黏滞系数降低率分别在85%和75%以上，但仍具有较好的润滑效果；抗磨能力可达9块砝码，表明该润滑剂抗温性较好。

图1 NC-1与常用润滑剂润滑效果对比 图2 润滑剂抗温性评价

3 大位移井钻井液体系优化与性能评价

针对大位移井地层特点，在研制高效润滑剂的基础上，通过试验优选出聚胺抑制剂，同时辅以无机盐KCl、NaCl进一步加强钻井液体系的抑制性；由于大位移井的地层结构复杂及高温特性，对钻井液体系的其他处理剂具有较高要求。室内优选抗高温树脂类为大位移井钻井液用降滤失剂，优选了封堵防塌剂、黄原胶XC和部分水解聚丙烯酸酰胺PLUS为增黏包被剂。

以包被剂、聚胺抑制剂、润滑剂、降滤失剂、防塌剂为试验因素开展正交试验，以表观黏度、API滤失量、高温高压滤矢量、润滑系数为影响因素做出极差分析，对各个处理剂的加量进行确定，最终建立了抗高温低摩阻钻井液体系配方，该体系配方如下：2%膨润土浆+0.3%烧碱+0.2%NaCO3+0.4%PLUS+0.3%XC+3%SMP-2+3%SPNH+5%KCl+10%NaCl+2%NC-1+3%聚胺+3%防塌剂+重晶石(以上配方均为质量分数)。

3.1 流变性能和滤失性能评价

以构建的钻井液体系为基础配方，进行该钻井液体系不同密度下的流变性能和滤失性能评价，老化温度为160℃，试验结果见表2。由表2数据可知，随着密度的增加，表观黏度、塑性黏度逐渐增加，当密度达到1.6g/cm3时表观黏度较大，但仍具有较好的流变性能；API滤失量均小于4mL，高温高压滤失量随密度增加缓慢增加，总体均小于12mL，各项性能良好。

表2 钻井液流变性能和滤失性能评价(老化温度160℃)

3.2 润滑性能评价

室内测定了大位移抗高温低摩阻钻井液体系经160℃老化16h后的润滑系数、黏滞系数和抗磨能力。该钻井液体系老化后润滑系数低至0.07，黏滞系数低至0.09，抗磨能力达到10块砝码，综合润滑效果较好。

3.3 抑制性能评价

室内配制钻井液350mL，选取6～10目的泥岩钻屑50g测定钻井液的滚动回收率；另外配制钻井液配方的胶液，通过中压滤失仪取得滤液10mL，使用离心管测定膨润钠土的体积防膨率；同时压得滤液300mL，将其与清水进行对比，评价其对黏土岩心的高温高压线性防膨率。优选配方滚动回收率和体积防膨率均达到95%以上，高温高压线性防膨率达80%以上，抑制黏土水化膨胀的能力显著。

3.4 抗温性评价

配制密度为1.6g/cm3的低摩阻钻井液，分别是100、120、140、160℃下老化16h后测定钻井液体系性能，结果见表3。由表3数据可知，100～140℃老化温度时，钻井液体系高温高压滤矢量低于10mL，各项性能良好；随着温度的升高，钻井液的表观黏度、塑性黏度有所降低，滤失量缓慢增大，160℃时体系流变性和滤失性能仍在合理的控制范围内，说明该钻井液体系能抗160℃高温。

表3 钻井液抗温性能评价

4 结论

1)通过对高分子脂肪酸改性同时引入纳米减摩剂和高温稳定剂制备了具有高效润滑、强减摩效果且抗温效果较好的润滑剂NC-1，别入2% NC-1后，基浆的润滑系数降低率达90%以上，抗磨能力达到10块砝码。

2)针对大位移井高摩阻、大扭矩问题，构建了一套适合大位移井钻井需要的水基钻井液体系，该体系润滑系数低至0.07，黏滞系数低至0.09，抗磨能力达到10块砝码，滚动回收率和体积防膨率均达到95%，润滑、抑制效果显著。

3)160℃老化下钻井液体系流变性和降滤矢效果良好，抗高温性好。