HEM抗高温钻井液性能优化

＊聂强勇 陈新 杜仕勇 胡朝伟 孔燕燕 胡璟嵩

（1.中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻井液技术服务公司 四川 610065 2.西南石油大学石油与天然气工程学院 四川 610065）

引言

随着油气资源的勘探开采不断向深部复杂地层发展，钻遇高温高压地层的几率日渐增大，对抗高温高密度钻井液的需求也将逐渐增多[1-4]。由于近年来所钻遇的地层越来越复杂，内部的温度和密度越来越高，现有的水基钻井液体系配方（如聚磺体系，PLUS/KCl体系，PEM体系和聚胺-有机盐体系等）已无法完全满足现场实际需要，在高温条件下，现有的钻井液体系存在功效降低甚至失效的状况，这对实际的钻进开发有着十分不利的影响[5-6]。因此对现有体系进行优化，使其达到既定需求，是当下一个重要的研究方向。

针对X油田钻进作业普遍存在的软泥岩水化膨胀导致的缩径问题以及钻井液抗高温的问题，优选适度抑制的HEM抗高温钻井液体系可减少钻井复杂情况发生[7-8]。本文通过实验方法确定了优化后的钻井液配方，结果显示其能满足现场需求，达到预期目标，这能极大地提升经济效益。

1.实验部分

(1)实验材料及仪器

①实验材料

氯化钾、氯化钠、氢氧化钠、无水碳酸钠，成都市科龙化工试剂厂；海水土浆、降失水剂FLOTROL、封堵剂LSF、羟基成膜剂LPFH、生物聚合物XC、低分子包被剂UCAP、聚胺抑制剂UHIB、防泥包润滑剂HLUB，成都西油华巍科技有限公司；降滤失剂HTFL，四川西南石大金牛石油科技有限公司；抗温降滤失剂SMP、磺化褐煤SPNH，四川正蓉实业有限公司。

②实验仪器

六速旋转黏度计（ZNN-D6F）、API中压滤失仪（1201）、高温高压滤失仪（GGS42-2A）、高温滚子加热炉（XGRL-4A）、陈化釜（MK-LH4）、泥饼黏滞系数测定仪（1802）、极压润滑仪（EP-B），青岛创梦仪器有限公司。

(2)实验方法

①基本配方

根据X油田现场钻井液实际应用情况，采用施工现场实际钻井液配方，本次测试的HEM钻井液配方选定为：3%海水土浆+0.25% Na2CO3+0.15% NaOH+1.2%FLOTROL+1.5% LSF+1.5% LPFH+0.15% XC+0.6% UCAP+2%UHIB+3% SMP+3% SPNH+1.5% HLUB+0.8% HTFL+8%NaCl+6% KCl。

②评价方法

参照国家标准GB/T 16783.1-2014《石油天然气工业中钻井液现场测试》测试钻井液性能。流变性测试温度为50℃，热滚老化温度为150℃，老化16h。

2.结果与讨论

(1)HEM抗高温钻井液性能测试

①流变性测试

选用六速旋转黏度计进行测试，实验结果如表1所示。

表1 HEM钻井液流变参数

从表1可知，HEM钻井液流变性在室温下表现较好，但经150℃热滚16h后，黏度和切力都呈现了较大的降低趋势，分析可知此套配方不适合在150℃高温环境下工作。

②滤失量和泥饼摩擦系数测试

本次实验采用API中压滤失仪、HTHP滤失仪、泥饼黏滞系数测定仪进行测试，实验结果如表2，图1所示。

图1 HEM钻井液泥饼形貌（API左，HTHP右）

表2 HEM钻井液滤失结果

HEM钻井液的泥饼形貌如图1所示。

由表2、图1可知，该HEM钻井液API滤失量为3.8mL，泥饼为黑色，厚度仅为0.5mm；HTHP滤失量为17.6mL，泥饼为黑色，厚度为2.0mm。因此该HEM钻井液的API滤失量较小，但HTHP滤失量较大。此外，该HEM钻井液的API泥饼摩擦系数适中，而HTHP泥饼摩擦系数较大。

通过上述实验可知，该HEM钻井液在温度较低时表现良好，但在高温条件下性能难以满足实际要求。针对这一现状，需要调整其性能以满足实际高温条件。

(2)HEM抗高温钻井液性能优化

①增粘剂XC加量优选

XC是一种以提高钻井液黏度和切力为主的聚合物，因此可用钻井液的流变性来确定XC的用量。增粘剂XC加量选定为0.2%、0.3%和0.4%进行实验，结果如表3所示。

表3 XC加量优选结果

由表3可知，随着增粘剂XC加量的增加，体系的黏度、切力和HTHP滤失量呈上升趋势。当XC加量为0.3%时，整体表现较好，因此选定增粘剂XC加量为0.3%较适宜。

②降失水剂FLOTROL加量优选

经过上步实验，钻井液性能得到了加强，但失水造壁性有待进一步优化，因此需对降失水剂FLOTROL加量进行优化。选定FLOTROL加量为1%、1.2%、1.4%和1.6%进行实验，结果如表4所示。

表4 FLOTROL加量优选结果

据表4可知，随着FLOTROL加量提高，钻井液的流变性变化不大，但失水量降低较多。为了满足实际需要，考虑经济效益，选定FLOTROL加量为1.4%较适宜。

③润滑剂HLUB加量优选

钻井液良好的润滑性能降低摩擦阻力，同时保护钻具，选定HLUB的加量为1%、1.5%、2%和2.5%进行实验，结果如表5所示。

表5 HLUB加量优选结果（25℃）

由表5可知，随着HLUB加量提高，体系的润滑性能变好。当HLUB的加量为2%时，性能已满足实际需求，因此选定HLUB的加量为2%较适宜。

通过实验对HEM钻井液进行性能优化，最终确定配方如下：3%海水土浆+0.25% Na2CO3+0.15% NaOH+1.5%LSF+1.5% LPFH+2% UHIB+3% SMP+3% SPNH+1.4%FLOTROL+0.6% UCAP+0.3% XC+2% HLUB+0.8% HTFL+8%NaCl+6% KCl。

(3)优化后的HEM抗高温钻井液性能评价

①抗温性能评价

首先对优化后的HEM钻井液的抗温性能进行了评价。实验温度为：110～150℃，实验结果见表6所示。

表6 抗温性能评价结果

由表6可知，优化后的HEM钻井液抗温性能良好。在实验温度范围内（110～150℃），流变性和失水造壁性均能保证实际要求，性能稳定。

②抗钻屑污染能力评价

先将钻屑烘干粉碎后，通过100目筛，之后再加入钻井液中进行实验，结果如表7所示。

表7 抗钻屑污染能力评价结果

由表7可知，在钻屑加入量上升的同时，钻井液的密度也随之增加，虽然切力和表观黏度也在上升，但是现象并不明显，由此表明该体系具有良好的抗钻屑污染的能力。

③抑制性能评价

为了了解抑制性是否良好，对优化后的HEM钻井液进行了抑制性评价实验，结果如表8所示。

表8 抑制性评价结果

由表8可知，清水的岩屑回收率仅15.0%，而优化后的HEM钻井液的岩屑回收率为86.4%，表明其具有良好的抑制性。

3.结论

原有钻井液体系在本次实验评价下，不足之处明显，在150℃高温环境下，出现了功效降低甚至失效的情况。优化后的HEM抗高温钻井液具有良好的流变性、失水造壁性、抑制性和润滑性，在实际应用时，能够满足150℃高温环境中的钻井要求，优选配方为：3%海水土浆+0.25% Na2CO3+0.15% NaOH+1.5% LSF+1.5%LPFH+2% UHIB+3% SMP+3% SPNH+1.4% FLOTROL+0.6%UCAP+0.3% XC+2% HLUB+0.8% HTFL+8% NaCl+6% KCl，具有良好的应用前景。