南海深水钻井液的应用探讨

王卫东(中海油田服务股份有限公司，广东 深圳 518000)

0 引言

深水工程主要是为了获取石油，对深海当中所蕴含的石油进行勘探和开发面临着巨大的风险，但同时这也是一项高收入的产业。世界海洋工程的勘测范围逐渐由浅海地区向深海地区进军。南海蕴藏着丰富的油气资源，在未来天然气资源开发的工程中，具有极大的潜力和价值。获取深水油气资源，首先需要开发深水钻井，为了进一步提高勘探和开发效率，应该合理采用多种钻井液体系。

1 深水钻井液概念

深水钻井液是一项风险高难度系数较高的勘测技术，由于国外技术服务公司早在一开始就进行了相关的研究，而且我国关于此技术的研究相对来说起步较晚，因此，技术在实施方面与国外先进水平存在很大的差距。在浅水区勘测资源所采用的技术受到环境因素的影响很小，但是由于深水区环境严峻而且较为特殊，深水钻井液技术的实施面临许多问题。尤其是需要考虑到深水地区地质条件的复杂状况，钻井液技术实施过程当中所面临的低温流变性调控问题以及环境保护问题等。随着水深的增加，离海平线越远的地段就会出现越低的温度，同时也会影响钻井液体系的应用情况。在深水井上部井段通常会采用海水加稠塞方式来持续钻进，但是在这种情况下，可能会造成井壁不稳定的现象[1]。必须要根据现场情况选择合适的水基钻井液体系，添加充分的抑制剂来防止生成水合物，根据钻井开采所面临的技术问题，选择合适的钻井液体系。

2 深水钻井液面临的主要技术问题

深水钻井液在南海深水区实施过程中会面临一些技术方面的问题，可能会影响到实际勘测和开发的效率，必须要采取有效的对策来进行解决。

2.1 深水地质条件的复杂性

深水地质条件较为复杂，而且常由于海底地层较为疏松可能导致出现井壁失稳或者渗漏的问题，导致整个地层稳定性较差，承载能力不理想，容易引发井壁坍塌。

2.2 钻井液低温流变性调控问题

水深增加会导致深部地段的温度越来越低，水深超过一定深度的时候就会造成巨大的温差，而且会导致钻井液黏度提升，从而造成油基钻井液容易出现胶凝情况，那么就会导致当量循环密度提升造成井漏。因此应当有效调控钻井液流变性，有效控制好当量循环密度，来解决所面临的技术问题。

2.3 天然气水合物的生成与抑制问题

深水区海底温度和静水压力可能会导致钻井液内部更容易生成天然气水合物，那么积累一定量的时候机会堵塞节流或者压井喷线，导致无法监测内部的井内压力，或者导致防喷器无法正常开关，那么就会延长作业周期，容易引发安全事故。

2.4 大环空低速梯度下携岩与井眼清洗问题

钻井液循环返海的过程中可能会受到隔水管直径的影响，直径过大可能导致返速难以携带岩屑出去，因此导致井眼清洗问题特别突出。而井眼倾斜角过大也会导致井眼难以有效的清洗。

2.5 海洋环保问题

海洋环保面临着严格的规章制度和要求，因此南海深水开采必须要考虑到周围环境的保护问题，油基钻井液容易污染周围环境，因此必须要对岩屑进行严格的回收处理，并且用生物检测法来严格检测钻井液的毒性。

3 深水钻井液的具体应用

在南海深水区的不同地段需要根据环境情况，采用合理的深水钻井液体系，本文主要从南海深水上部井段以及南海深水隔水管段两个部分来探讨深水钻井液的具体应用措施。

3.1 南海深水上部井段钻井液应用

在我国南海已经钻探的几口深水井工程中，许多都是采用水基钻井液。深水上部井段主要指的是安装深水钻井防喷器以及隔水管之前的部分，由于环境没有设立循环道路，让钻井液能够循环顺而返回到海底，因此深水上部的特殊环境就决定了必须要采用水基钻井液结束。一般来说，具体实施过程是由海水来辅助钻进，每钻进半根或者一整根立柱就可以用稠浆来对井眼进行清洗，维护井眼周围的环境，进而继续钻进，直到深入到所设计的井深目标。在井底需要铺设垫底的稠浆防止渗水，然后将套管顺利下入井底，来保证井壁的稳定。目前我国南海地区所开采的深水井都是采用这种技术，所制作的清扫稠浆主要是由瓜胶或者膨润的土浆所组成的，垫底稠浆的成分有一点差异，主要是由氯化钙盐水经过稀释处理之后制成的，有时候也会采用膨润的土浆来进行。浅层地质灾害问题主要是由浅层气和浅水流所造成的，这些现象在90 m到800 m处都能够发现。当孔隙压力大于海水梯度的时候，就会发生浅层地质灾害问题，严重的话甚至会腐蚀井口周围的海床，导致钻井失去使用性能[2]。因此在开采和勘探的过程中，必须要充分考虑到地质灾害的预防和应急措施问题。在南海新区块当中，如果不能很好把握浅层是否会存在地质灾害的问题，那么就应该采用动态压井钻井技术或者PAD技术。我国南海第一口高达千米的深水井就采用了动态压井钻井设备，主要是在上部井段钻进，通过采用这种技术能够防止遭遇浅层气的影响。一般来说，会采用专门制作的钻井液来代替海水加稠浆，那么就需要配置大量的钻井液，以确保后勤供应工作能够连续不断地进行供应。这个时候所采用的钻井液主要是预先配置好的，有盐水、海水以及高密度的钻井液等比例混合稀释而成，但是采用这种技术就会给后勤部门的工作提出更大的挑战。

3.2 南海深水隔水管段钻井液应用

在探讨南海深水隔水管段钻井液运用的过程中，我们主要从传统深水钻井液体系以及新型深水钻井液体系两个方面展开分析。高盐聚合物钻井液体系在我国已经运用了几十年，所采用的处理剂成分包括氯化钠、氯化钾、乙二醇等，由于所含盐的浓度较高，因此能够有效抑制钻井液当中水合物的生成。这种钻井液体系半致死率符合国家环保要求，在一定程度上能够解决海洋污染的问题。我国南海所开采的第二口深水井，在开采井眼以及钻进扩眼的过程中，都采用了高盐聚合物体系，并且促进整个井段的钻进工作得到顺利进行。

在我国南海地区以及西北地区主要采用的钻井液体系为油基钻井液，这种钻井液主要是由低毒矿物油所组成的，由于毒性较低，所以在深水钻井作业当中得到了广泛的应用和推广。尤其是能够有效地抑制水合物的生成，确保井壁达到一定的稳定性。而且由于高温高压在过滤过程当中所流失的量较低，因此能够造成韧性更好的井壁。井液返速符合国家要求能够更好地携带岩屑，而且具备一定的悬浮能力气能够更好地完成井眼的清洗工作。在采用油基钻井液体系的过程中，必须要对油基钻井液的成分进行检测，测定毒性含量，如果不符合国家要求就不能直接排入海中。在钻井工作完成之后，油基钻井液必须要得到回收处理，一般来说都是运回陆地进行统一的处理。同时应该将井筒内部的油基钻井液及时通过水泥塞封存在井下。必须要严格按照国家排放标准来对钻屑进行处理，符合要求之后再进行排海。

我国南海第二口深水井主要采用的是垂直式岩屑甩干机，对有机钻井液当中所包含的钻屑及时进行甩干处理，回收处理之后的油基钻井液返送到容器当中，然后由常规离心机来进行分离固相。在新型的深水钻井液体系中，主要采用高性能的水机钻井液体系，这种钻井液在近几年经过开发出来就得到了广泛的应用。高性能水机钻井液主要由包被剂、页岩抑制剂等成分组成，从实质上来看，其实就是一种新型胺基聚合物。这种体系相对于传统钻井液体系来说，具有更多的优良性能，而且能够有效控制配浆成本同时也能够保护环境。

我国南海第一口超过千米的深水井在隔水管段钻进的时候，所采用的就是这类钻井液体系。在基地码头泥厂用淡水配置好所需要的钻井液之后运输到井上，为了更好地满足稀释和调整的要求，应该准备好充足的钻井水。这种钻井液体系相比较于油基钻井液体系来说，具有更好的润滑性能，因此能够快速达到机械的钻速要求以及膜效应，达到较强的井壁稳定性。采用这种钻井液技术能够有效防止天然气水合物的生成，更好地确保井壁的稳定性，同时能够有效防止出现井漏的问题。由于深水低温会对钻井液产生巨大的影响，因此，近些年来钻井行业也在不断地研究和开发能够适应环境的高效的钻井液体系[3]。平流变钻井液体系能够有效抵抗环境温度所带来的影响，而且屈服值所受温度的影响也微乎其微。这种钻井液体系在我国南海深水井开采工作当中应用的非常广泛，同时表现出了良好的性能，这种钻井液体系采用了新型的润湿和乳化剂成分，能够有效在深水低温条件下实现平流变性。因此，在钻井作业当中这类深水钻井液体系能够表现出较低的当量循环密度，能够有效清洁井眼。

4 结语

综上所述，从整体来看中国深水钻井液技术的相关研究起步相对来说较晚，而且由于耗资巨大所面临的风险较高，在今后的应用过程当中，必须要重视探究深水钻井液技术的发展方向。南海深水地区大力应用深水钻井液技术，有助于提高天然气资源的开发和勘探效率，根据不同的井段和管段，采用不同的处理方式有助于更好地完善钻井液体系。