钻井液技术规范研究制定与应用

刘自广，马文英，孙林峰

1.中国石化中原石油工程有限公司 钻井二公司（河南 濮阳457001）2.中国石化中原石油工程有限公司 钻井工程技术研究院（河南 濮阳457001）3.中国石化中原石油工程有限公司 物资采办中心（河南 濮阳457001）

1 钻井液技术规范研究的必要性分析

钻井液是钻井的血液，钻井液技术决定着钻井能否安全、顺利、高效进行。虽然经过多年的积累，对钻井液研究及施工有着一定的经验，但目前现场技术人员多是根据各自习惯选用处理剂，钻井液配方、配制维护工艺等没有统一规范，现场应用效果相差较大，且被做为降低成本的主要途径，缺乏预处理的意识，导致处理难度提高。同时钻井液与地质、钻井工程结合不紧密，导致钻井液技术无法有效保障现场高效钻井施工。

目前钻井液专业的各级相关标准，基本都是钻井液用原材料和处理剂以及测试程序等标准，关于钻井液体系的现行有效标准仅有3项[1-3]，涉及油包水钻井液、无固相钻井液完井液和油基钻井液；也有技术手册[4]，但总体来讲编写存在内容不全面、重点不突出等问题，如钻井液的配制、维护处理方法等重点内容阐述过于简单，操作性不强；安全环保健康方面的提示太少。对常用的聚合物钻井液、饱和盐水钻井液、聚磺钻井液等没有制定标准，也未形成规范，无法有效指导现场施工。

针对目前钻井液体系标准少、标准内容不全面、现场施工过程简单、钻井液体系涵盖不完全等问题，从钻井液设计、处理剂选择、现场实施过程以及环境保护等方面考虑，依据目的性、适用性、技术性、安全性原则制定钻井液技术规范，以满足地层岩性和钻井工程需要；提高钻井液应用的针对性和适应性；强化钻井液的预处理（流变性、滤失量、井壁稳定等），对可能出现问题预测；减少处理剂的品种及复配产品，降低因质量导致的不利影响（处理费用、处理难度增加）；钻井液性能满足需要的前提下，尽可能降低处理剂用量（采用高效处理）；满足现场要求的钻井液性能有与之匹配的钻井液成本。

通过研究形成了包括饱和盐水钻井液、聚磺钻井液等10种钻井液体系在内的一套钻井液技术规范。现场实施该规范后，有效解决了钻井液配制不规范，性能调整难度大、处理剂使用量大的问题，为钻井液现场施工提供了技术保障。钻井液技术规范的制定对实现提质、提效和技术进步，提升钻井液精细化管理水平，实现钻井液技术规范化、品牌化，提高市场竞争力具有重要意义。

2 钻井液技术规范研究

根据对国内外资料的分析，结合已有的钻井液相关技术规程文献，按照技术规程制定原则，提出钻井液技术规程应包含的内容。其中，钻井液性能是决定所配制的钻井液能否满足现场施工的关键，对其检测是重要环节，常用钻井液性能测试执行国家规定的钻井液现场测试标准及检测方法[5-7]。

对于钻井液，原材料及处理剂是基础，对钻井液性能起着决定作用。目前国家标准、石油天然气行业标准以及石油公司一级企业标准大多是这一类，制定的标准基本可覆盖，通过对标准项目和技术指标进行分析，确定执行的标准即可。配制工艺是关键环节，关键处理剂含量是钻井液特殊性能的体现，决定着钻井液的性能是否满足安全、顺利、高效钻井的需要，需要通过实验研究确定。

2.1 原材料及处理剂质量控制

原材料和钻井液用处理剂是配制钻井液的基础物质，处理剂的选择满足流变性、滤失量控制等基本需要，满足润滑、高温等特殊需要，满足预防井壁失稳、漏失等复杂需要；处理剂的质量是保证钻井液性能的关键，因此原材料和处理剂质量应达到相关标准及使用要求。

综合分析原材料及处理剂的现有标准情况，水基钻井液配浆用的膨润土、聚阴离子纤维素（LVPAC和HV-PAC）等只有1项现行有效标准，执行即可，但有的原材料或处理剂有多个有效标准，比如重晶石粉，有2项现行有效标准[8-9]，钻井液技术规程研究中实验使用的重晶石粉应该选用什么技术指标。因此对此类原材料和处理剂的多个标准进行分析，遵循实验方法科学性、检测项目全面性、技术指标先进性的原则，根据质量从高的要求，最终确定原材料及处理剂质量控制应执行的标准，具体见表1。

2.2 实验研究

制定某种钻井液体系的技术规范[10-15]，除了选择合适的处理剂，钻井液还应满足不同的地层条件，比如温度、压力条件，并且测定其性能可以满足要求。水基钻井液配制时需要使用预水化膨润土浆，其性能好坏对配制成的钻井液性能影响很大；其次是配制工艺，比如处理剂加入的先后顺序，搅拌速度等；另外是决定钻井液性能的关键指标监测，比如氯化钾钻井液中的K+、钙处理钻井液中的Ca2+等。

表1 原材料及处理剂质量控制要求

续表1

上述影响因素均需通过实验确定，经室内实验研究，预水化膨润土浆配制时，如果水中Cl-含量高于500 mg∕L、Ca2+和Mg2+含量高于150 mg∕L，则配制的膨润土浆出现絮凝或不造浆等现象，因此在配浆、配液前对钻井液用水需进行软化处理，或者转运符合配浆要求的清水。

下面就配制工艺和关键处理剂有效含量监测进行说明。

2.2.1 配制工艺

配制工艺是决定钻井液性能高低的关键环节，不同的工艺得到不同的结果，比如油包水钻井液、水包油钻井液，如果工艺不合适可能导致无法形成稳定的乳状液；再如饱和盐水钻井液，使用淡水、加入护胶剂充分护胶后再加盐，或直接使用盐水配制，最终都能得到饱和盐水钻井液，但直接用盐水配制的钻井液配制维护成本却高出许多，且维护处理周期缩短。

以饱和盐水配制程序为例，考察不同的配制方法对饱和盐水钻井液性能的影响，配制方法见表2。其中膨润土浆指已加入纯碱的预水化膨润土浆，实验结果见表3。由表3数据可见，先加盐再加处理剂时钻井液黏切低，滤失量大，处理剂的降滤失效果较差。分析其原因，饱和盐水钻井液中NaCl溶解于水中电离出Na+，压缩了黏土表面的双电层，使扩散层厚度减小，这种情况下，黏土颗粒间的静电斥力减小，水化膜变薄，颗粒的分散度降低，产生絮凝，导致钻井液性能变差。因此在加入NaCl之前先加入处理剂，使其与黏土颗粒充分作用并将其包裹起来，再加入NaCl时，Na+与黏土颗粒的接触减少，可降低其对钻井液性能的影响，因此配制饱和盐水钻井液时应采用先加处理剂再加盐的顺序。

2.2.2 关键处理剂有效含量监测

通过实验研究及多年现场经验[16-20]，钻井液滤液分析测定的Cl-、K+、Ca2+等是表征钻井液性能的关键技术指标，如Cl-表明钻井液的含盐量，饱和盐水钻井液滤液中Cl-应超过18×104mg∕L，Ca2+浓度则根据Ca2+作用要求进行，如果用于处理污染，可控制在较低浓度，如果用于防塌稳定井壁则应不低于1 000 mg∕L。氯化钾作为最常用的抑制剂，在易发生井壁失稳的地层应用取得良好效果，目前使用量较大，多用于配制氯化钾聚合物、氯化钾聚磺钻井液等，实验研究了钻井液中钾离子含量对井壁稳定的作用。

表2 钻井液配制方法

表3 NaCl加入顺序对钻井液性能影响

配制氯化钾聚磺钻井液，基础配方为：4%预水化膨润土浆+0.5%LV-CMC+0.7%COP-HFL+3%SMP-Ⅱ+3%SMC+3%FT-1+0.3%NaOH+KCl，120℃∕16h滚动老化后，压制滤液，测定不同加量氯化钾条件下滤液中K+含量。同样条件下进行滚动回收率实验，岩心为马12井2 760 m处岩心，清水回收率为10.6%。由表4中实验数据可知，滤液中K+含量为5 200 mg∕L时，一次滚动回收率较低，仅48.6%，含量超过16 000 mg∕L后一次滚动回收率超过90%，且相对回收率也达到90%以上，说明其抑制性较好，才能满足稳定井壁的需要。需要说明的是，滤液中K+含量与氯化钾加量没有线性对应关系，其与钻井液中其他处理剂的类型、分子结构、膨润土含量甚至地层岩性等有关系，因为K+可以与膨润土中的Na+发生晶格置换，处理剂分子也可与K+发生络合、螯合等作用，K+与地层中的泥岩发生置换，这些均可降低其含量，因此不能仅根据钻井液中氯化钾的加量判断能否满足井壁稳定需要，必须进行滤液中K+含量的监测。

表4 滤液中钾离子含量对滚动回收率影响

2.3 形成规范

通过确定各钻井液技术规程的内容，对组成钻井液的原材料和处理剂进行优选使用并确定加量范围，研究配制工艺以及维护处理要点，提出HSE要求等内容，形成钻井液体系技术规范，内容主要包括定义、适用范围、原材料及处理剂质量控制、配方、技术指标、实验方法、技术关键、配制方法或工艺、维护处理、固相控制、后处理、HSE要求等。形成后的技术规范发往中石化所属地区工程公司征求意见，结合各工程公司的意见，最终形成10项钻井液技术规程。其中，水基钻井液和油基钻井液在各工区应用较多，对于现场使用的规范性具有重要意义；气基钻井流体和气液混合钻井流体虽然应用相对较少，但由于没有相应的技术规程，施工工艺不完善，可能出现复杂情况，因此制定该类钻井流体的技术规程，可提高对现场施工的指导性。

3 验证应用

为了验证制定的钻井液体系技术规范的效果，在钻井液施工现场执行该规范。在东濮、新疆、四川等工区的30多口井应用，使用了饱和盐水钻井液、聚合物钻井液、氯化钾聚磺钻井液等常用钻井液体系。以饱和盐水钻井液为例，应用结果表明，采用规范中的配制工艺进行钻井液配制维护，在钻井液性能满足安全施工的前提下，处理剂用量减少5%～10%，缩减了钻井液成本，降低了工人劳动强度，提高了工作效率。下面是实施规范前（卫81-1井）和实施规范后（卫81-2井）钻井液情况。

3.1 基本情况

卫81-1井和卫81-2井的井身结构示意图如图1和图2，可以看出，2口井的井身结构基本一致，二开都是从350 m开始，卫81-1井的设计井深为3 079 m，卫81-2井设计井深为3 044 m。2口井的盐膏层位置基本相同，卫81-1井盐膏层段（卫城盐）垂深2 360～2 520 m、2 610～2 680 m；卫81-2井盐膏层段（卫城盐）垂深为2 355～2 515 m、2 555～2 600 m。

3.2 钻井液配制维护

卫81-1井和卫81-2井均在钻至盐膏层前50 m转换成饱和盐水钻井液，钻井液配方为：3%～5%预水化膨润土浆+0.5%～1.0%LV-CMC+2.0%～4.0%SMP-Ⅱ+0.2%～0.3%HP+0.5%～1.0%铵盐+1.0%～2.0%PZ-7+1.0%～2.0%FT+0.5%～1.0%COP-LFL∕HFL+工业氯化钠，用NaOH调节pH值为9～10，Cl-含量1.8×104mg∕L以上，密度为1.43～1.45 g∕cm3。进入目的层，钻井液滤失量控制在5 mL以下，使用SMP-Ⅱ、SMC、COP-LFL、COP-HFL盐水胶液进行日常维护处理，原则以“护胶为主，稀释为辅”。

图1 卫81-1井身结构示意图

图2 卫81-2井身结构示意图

配制维护工艺分别如下。

3.2.1 卫81-1井

1）化验配浆水，不符合配浆要求则需进行处理或转运清水。

2）充分清理钻井液循环罐，往循环罐内加入所需量的清水，加入所需量的工业氯化钠，充分溶解，Cl-含量达到要求。

3）配制4%膨润土浆，搅拌老化24 h。

4）从混合漏斗加入配方量的处理剂，循环均匀至充分溶解。

5）检测钻井液性能符合设计要求，否则调整性能。

3.2.2 卫81-2井

1）化验配浆水，不符合配浆要求则需进行处理或转运清水。

2）充分清理钻井液循环罐，往循环罐内加入所需量的清水。

3）配制4%膨润土浆，搅拌老化24 h。

4）从混合漏斗加入2∕3配方量的处理剂，循环均匀至充分溶解。

5）加入工业氯化钠，充分溶解，Cl-含量达到要求。

6）检测钻井液性能符合设计要求，否则调整性能。

3.3 钻井液性能及处理剂用量

卫81-1井和卫81-2井分别从2 310 m和2 305 m转换为饱和盐水钻井液，直至完井，使用井段长度分别为1 769 m和1 725 m。钻井过程中钻井液性能稳定，施工顺利，下套管、测井一次到底。卫81-1井和卫81-2井分段钻井液性能分别见表5和表6。由表5、表6数据可知，虽然2口井的处理剂用量有差别、钻井液配制工艺不同，但钻井液性能基本相同。由此可见，先用清水配制预水化膨润土，处理剂护胶，最后加工业氯化钠的配制工艺，较以前使用盐水配浆的工艺，可在减少处理剂用量的同时保证钻井液性能满足钻井要求；在钻井过程中发现，卫81-2井钻井液性能较卫81-1井钻井液性能更易于调整。

对比卫81-1井和卫81-2井饱和盐水钻井液主要原材料和处理剂用量，见表7。由表7数据可知，两口井的工业氯化钠、氢氧化钠、铵盐及重晶石用量相当，但降滤失剂、增黏剂等材料用量明显降低，说明先配制预水化膨润土浆、处理剂护胶、最后加盐的配制工艺，在满足钻井液性能的前提下，可降低处理剂的用量。统计饱和盐水钻井液总成本，分别为58.5万元和53.4万元，卫81-2井钻井液成本较卫81-1井降低了8.72%。处理剂用量降低率按下式计算：用量降低率=（卫81-1井用量-卫81-2井用量）∕卫81-1井用量×100%。

表5 卫81-1井分段钻井液性能

表6 卫81-2井分段钻井液性能

4 结论与认识

1）研究制定了一套钻井液技术规范，执行该规范进行钻井液现场施工，可提高钻井液的配制效果，降低了处理剂用量。统计饱和盐水钻井液施工的十余口井，处理剂使用量降低了5%～10%，有效降低了钻井液成本。

2）该规范经过中原石油工程公司应用，取得良好的应用效果，拟经过应用进一步完善补充，将现有钻井液体系均进行统一规范，由10种钻井液体系扩充至10类24种钻井液体系。该规范可转化为中石化石油工程技术服务有限公司的《钻井液技术规范》，对提升国际市场竞争力具有重要意义。

3）该规范解决了现场钻井液配方及配制维护工艺不统一，钻井液性能有差异，现场应用效果相差大的问题。该规范的推广应用可为钻井液的现场施工提供技术保障，具有显著的社会和经济效益，推广应用前景广阔。

表7 卫81-1井和卫81-2井饱和盐水钻井液主要处理剂用量

4）膨润土是配制钻井液的基础材料，其质量决定着钻井液性能好坏，而目前国内原矿品质差异大，应研究形成具有统一性能的钻井用膨润土，利于钻井液规范的实施。常规钻井液滤液中Cl-、K+、Ca2+等离子测定在国标中有规定，但关于胺基聚醚钻井液、烷基糖苷钻井液等新型钻井液体系，关键处理剂胺基聚醚和烷基糖苷等有效含量测定尚无方法，应开展这方面的研究工作。