劉書杰　李相方　周建良　趙　欣　邢希金　鐘漢毅（.中國石油大學(xué)，北京　049；.中海油研究總院，北京　0008；.中國石油大學(xué)（華東），山東青島　66580）

適于西非深水油田的水基鉆井液室內(nèi)評價

劉書杰1，2李相方1周建良2趙欣3邢希金1鐘漢毅3
（1.中國石油大學(xué)，北京102249；2.中海油研究總院，北京100028；3.中國石油大學(xué)（華東），山東青島266580）

通過分析西非深水油田鉆井液技術(shù)難點(diǎn)，針對鉆井液低溫流變性調(diào)控與井眼清洗問題、氣體水合物的生成與控制以及活性泥頁巖井壁失穩(wěn)問題，提出了相應(yīng)的技術(shù)對策，構(gòu)建了新型深水高性能水基鉆井液體系。實(shí)驗評價表明，該鉆井液具有較低的黏度和較高的動切力，φ6讀數(shù)保持在7~10，有利于井眼清洗；鉆井液流變性受低溫影響較小，2 ℃和25 ℃的表觀黏度比和動切力比分別為1.28和1.10。該鉆井液在不同層位的泥頁巖巖樣回收率均在90%以上，抑制性明顯優(yōu)于以往使用的KCl-PHPA鉆井液體系，且在動態(tài)和靜態(tài)條件下均具有優(yōu)良的水合物抑制效果，抗污染能力強(qiáng)，滿足西非深水油田鉆井液技術(shù)需求。

西非；深水鉆井；水基鉆井液；低溫流變性；氣體水合物

海洋深水油氣勘探與開發(fā)已成為目前國際工業(yè)界關(guān)注的熱點(diǎn)。西非海域作為世界最大的深水油氣聚集地之一，油氣儲量極為豐富，包括尼日利亞OML130區(qū)塊、赤道幾內(nèi)亞S區(qū)塊等。海洋深水環(huán)境的復(fù)雜性對深水鉆井技術(shù)提出了更高的要求。深水鉆井液技術(shù)作為深水油氣鉆探的關(guān)鍵技術(shù)之一，面臨的主要技術(shù)難題包括：低溫下鉆井液流變性控制困難、氣體水合物的生成、活性泥頁巖地層井壁失穩(wěn)以及井眼清洗困難等［1-3］。前期在該海域使用KCl-PHPA水基鉆井液進(jìn)行鉆井作業(yè)時，頻繁發(fā)生鉆頭泥包、井壁失穩(wěn)、起下鉆遇阻卡以及鉆井液黏附振動篩大量跑漿的問題。油基/合成基鉆井液具有抑制性強(qiáng)、高溫穩(wěn)定性和潤滑性好等優(yōu)點(diǎn)，但在該海域部分深水井的鉆井作業(yè)過程中，多次發(fā)生井漏，鉆井液成本高，且存在環(huán)保隱患。針對上述鉆井液技術(shù)問題，實(shí)驗構(gòu)建了適用于西非深水鉆井的新型高性能水基鉆井液體系。

1　西非深水鉆井液關(guān)鍵技術(shù)難點(diǎn)與對策

1.1鉆井液低溫流變性調(diào)控與井眼清洗問題

西非尼日利亞OML130區(qū)塊和赤道幾內(nèi)亞S區(qū)塊等深水油田作業(yè)水深約為300~1 900 m，海底溫度可低至2~4 ℃。低溫下鉆井液黏度、切力升高，傳統(tǒng)油基或合成基鉆井液甚至?xí)l(fā)生膠凝。鉆井液低溫增黏造成當(dāng)量循環(huán)密度過高，開泵時鉆井液激動壓力過大等問題，引起漏失。同時，低溫下高黏度的鉆井液黏附在振動篩上，容易引起大量跑漿。對于油基鉆井液，作為連續(xù)相的基油在低溫下會發(fā)生嚴(yán)重增黏，而對于水基鉆井液，由于連續(xù)相是水，因此其低溫流變性更容易控制。因此可通過降低鉆井液固相含量、優(yōu)化加重劑粒度配比以及優(yōu)化高分子聚合物處理劑種類和加量對水基鉆井液低溫流變性進(jìn)行有效調(diào)控。

深水鉆井的另一個特點(diǎn)是隔水管直徑較大，鉆井液返速低，難以有效攜帶、清除巖屑。使用合適的聚合物類增黏劑，提高鉆井液低剪切速率黏度［2］，并保證鉆井液“低黏度、高動切力”的流變性，是解決該問題的有效途徑。

針對上述問題，在清水中分別加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%的PLUS、XC、Cap、PAC-HV和FA-367，通過實(shí)驗考察常用鉆井液聚合物增

黏/包被劑在4~25 ℃范圍內(nèi)的流變性，優(yōu)選具有“低黏高切”特性，且流變性受低溫影響較小的增黏劑和包被劑。實(shí)驗數(shù)據(jù)如圖1和圖2所示。結(jié)果表明，常用聚合物增黏/包被劑水溶液均表現(xiàn)出一定的低溫增黏效應(yīng)，即隨著溫度降低，水溶液的塑性黏度和動切力逐漸增加。其中，XC水溶液的塑性黏度較低，動切力相對較高，且低溫增黏效應(yīng)相對較弱，可作為深水鉆井液增黏劑。高分子聚合物包被劑PLUS黏度和切力較高，低溫增黏明顯，可能是引起KCl-PHPA水基鉆井液黏篩跑漿的主要原因。而低分子量包被劑Cap水溶液的黏度較低，切力適中，可作為深水鉆井液包被抑制劑。

圖1　增黏/包被劑塑性黏度隨濕度的變化

圖2　增黏/包被劑動切力隨濕度的變化

1.2氣體水合物的生成與控制

深水鉆井過程中，當(dāng)鉆遇含氣砂層時，由于環(huán)境溫度低，壓力高，極易生成氣體水合物，造成鉆井液流動障礙［4］，甚至引起管線或防噴器堵塞［5-6］。國內(nèi)外深水鉆井實(shí)踐表明，加入高濃度的水合物熱力學(xué)抑制劑是防治水合物的有效途徑，包括甲醇、乙二醇和氯化鈉等。但熱力學(xué)抑制劑加量通常在20%以上，成本高，對海洋環(huán)境有危害，同時增加了后勤保障的負(fù)擔(dān)［7-8］。水合物動力學(xué)抑制劑具有用量小、環(huán)保性好等優(yōu)點(diǎn)［9］。研究表明，將動力學(xué)抑制劑與熱力學(xué)抑制劑復(fù)配使用具有很好的水合物抑制效果，并可降低熱力學(xué)抑制劑的用量［10］。利用水合物抑制性評價實(shí)驗裝置，模擬西非深水油田海底環(huán)境（2 ℃，19~20 MPa），通過攪拌（200 r/min）模擬鉆井過程中鉆柱的轉(zhuǎn)動，以4%膨潤土漿為基漿，評價了動力學(xué)抑制劑KHI-1與熱力學(xué)抑制劑NaCl復(fù)配的使用效果，具體結(jié)果如表1所示。實(shí)驗結(jié)果表明，10%NaCl與0.5%KHI-1復(fù)配使用，可在動態(tài)條件下保證鉆井液在10 h內(nèi)無水合物生成，基本滿足正常的深水鉆井作業(yè)需求。

表1　深水鉆井液水合物抑制劑優(yōu)選實(shí)驗結(jié)果

1.3活性泥頁巖地層井壁失穩(wěn)問題

深水活性泥頁巖地層黏土礦物含量高，易水化膨脹、分散，造漿性強(qiáng)，容易引起井壁失穩(wěn)、鉆頭泥包等問題。需針對性提高鉆井液抑制性和清潔潤滑性，嚴(yán)格控制鉆井液中黏土等固相的含量。近年來聚胺水基鉆井液體系在國內(nèi)外深水鉆井中得到成功應(yīng)用［11-12］，其抑制性接近油基鉆井液［13］。該鉆井液體系的關(guān)鍵處理劑為胺基聚合物，聚合物分子可在水中部分解離形成胺基陽離子，中和黏土表面的負(fù)電荷，降低黏土水化斥力，并可通過氫鍵吸附在黏土表面。通過靜電引力與氫鍵共同作用壓縮黏土層，減弱黏土水化［14］。利用X-射線衍射儀，測定了加入不同質(zhì)量濃度的聚胺抑制劑SDJA后，2%預(yù)水化鈉基膨潤土層間距［15］，實(shí)驗結(jié)果表明，加入少量SDJA后，黏土層間距明顯降低，且層間距在SDJA質(zhì)量濃度大于5 g/L后保持穩(wěn)定。

膨潤土造漿與鉆井液流變性實(shí)驗是評價頁巖抑制劑作用效果的直觀方法［15］。使用鉆井液用鈉基膨潤土，分別測試了清水、7%KCl以及3%SDJA的抑制造漿性能，測試結(jié)果如圖3所示。結(jié)果表明，在清水中，隨著膨潤土加量的增加，黏土水化后與水分子形成網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，體系動切力迅速增大，失去流動性；含有7%KCl的試液在膨潤土含量超過250 g/L3后動切力迅速上升；而含有SDJA的試液動切力變化較小，表明3%SDJA可有效抑制黏土水化造漿，其抑制效果明顯優(yōu)于7%KCl。

針對鉆頭泥包問題，在強(qiáng)化鉆井液抑制性的基礎(chǔ)上，可通過優(yōu)選高效清潔潤滑劑，提高鉆井液的清潔潤滑性。

圖3　動切力隨膨潤土加量的變化

2　新型深水鉆井液體系研究與綜合性能評價

深水淺部地層溫度較低，隨著井深增加，地層溫度逐漸升高，這要求深水鉆井液處理劑同時具有良好的抗高溫/低溫能力。此外，由于深水鉆井液中加入較高濃度的無機(jī)鹽作為水合物抑制劑，這要求深水鉆井液處理劑具有良好的抗鹽能力。在優(yōu)選具有良好抗溫抗鹽性能的鉆井液處理劑的基礎(chǔ)上，通過配方優(yōu)化，構(gòu)建了新型深水高性能水基鉆井液體系，配方為：2%海水膨潤土漿+0.2%XC+0.15% Cap+3%SDJA+2%FLC+0.5%PAC-LV+1%HLUB+4% KCl+10%NaCl+0.5%KHI-1。

2.1低溫流變性評價

與陸地或淺海鉆井相比，深水鉆井作業(yè)要求鉆井液在低溫條件具有良好的流變性。實(shí)驗測試了經(jīng)140 ℃高溫老化后，深水高性能鉆井液在常溫和低溫下的流變性，測試結(jié)果見表2。結(jié)果表明，深水高性能鉆井液老化前后均具有較低的黏度和較高的動切力，鉆井液的φ6讀數(shù)保持在7~10，具有較高的低剪切速率黏度，有利于井眼清洗。以鉆井液在2 ℃和25 ℃時的表觀黏度比和動切力比來表征鉆井液流變性受低溫的影響，鉆井液密度為1.15 g/cm3時，AV2℃/ AV25℃=1.28，YP2℃/YP25℃=1.10；密度為1.50 g/cm3時，AV2℃/AV25℃=1.31，YP2℃/YP25℃，表明鉆井液流變性受低溫影響較小，流變性穩(wěn)定。此外，鉆井液還具有較好的潤滑性。

表2　深水高性能鉆井液的基本性能

2.2頁巖抑制性能評價

通過頁巖滾動分散實(shí)驗，評價了深水高性能鉆井液抑制泥頁巖水化分散能力，實(shí)驗結(jié)果表明，與之前西非深水油田鉆井作業(yè)中使用的KCl-PHPA鉆井液體系相比，深水高性能鉆井液抑制泥頁巖水化分散能力更強(qiáng)，不同層位的泥頁巖巖屑在鉆井液中的回收率均超過90%，體現(xiàn)了深水高性能水基鉆井液超強(qiáng)的抑制性。

2.3水合物抑制性能評價

深水鉆井過程中，不僅要保證鉆井液在循環(huán)過程中無水合物生成，還需要保證鉆井液在靜止時無水合物生成，以確保在處理井下復(fù)雜情況以及躲避臺風(fēng)時，鉆井液長時間靜置而不生成水合物。通過實(shí)驗?zāi)M西非深水油田海底環(huán)境（2 ℃，20 MPa），分別在動態(tài)（攪拌）和靜態(tài)條件下評價了深水高性能鉆井液的水合物抑制效果。結(jié)果表明，在200 r/min攪拌條件下，鉆井液中10 h內(nèi)無水合物生成。在靜置條件下，鉆井液可在長達(dá)6 d內(nèi)無水合物生成，可滿足西非深水鉆井作業(yè)需求。

2.4抗污染性能評價

對深水高性能鉆井液抗鹽、抗鈣及抗劣質(zhì)土污染性能進(jìn)行評價，實(shí)驗結(jié)果見表3。結(jié)果表明，分別加入不同濃度的NaCl、CaCl2和劣土后，鉆井液仍具有良好的流變性和濾失性。鉆井液受10%NaCl、0.8%CaCl2和8%劣土污染后在低溫下仍具有良好的流變性，鉆井液AV2℃/AV25℃分別為1.30、1.52和1.37；YP2℃/YP25℃分別為1.17、1.26和1.13。

表3　深水高性能鉆井液抗污染性能評價實(shí)驗結(jié)果

3　結(jié)論

（1）針對西非深水油田鉆井液技術(shù)難點(diǎn)，提出了以下對策：使用具有高黏低切，且流變性受溫度影響較小的增黏劑XC和包被抑制劑Cap解決鉆井液低溫流變性控制問題以及井眼清洗問題；使用熱力學(xué)抑制劑NaCl與動力學(xué)抑制劑KHI-1復(fù)配抑制水合物生成；使用聚胺抑制劑SDJA強(qiáng)化抑制活性泥巖表面水化。實(shí)驗優(yōu)化構(gòu)建了深水高性能水基鉆井液體系。

（2）實(shí)驗評價表明，新型深水高性能鉆井液具有較低的黏度和較高的動切力，φ6讀數(shù)保持在7~10，有利于井眼清洗；鉆井液流變性受低溫影響較小，在2 ℃和25 ℃的表觀黏度比和動切力比分別為1.28和1.10。不同層位的泥頁巖巖樣在鉆井液中的回收率均在90%以上，其抑制性明顯優(yōu)于以往使用的KCl-PHPA鉆井液體系。在動態(tài)和靜態(tài)條件下新研制的鉆井液均具有優(yōu)良的水合物抑制效果，抗污染能力強(qiáng)，基本滿足西非深水油田鉆井技術(shù)需求。

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（修改稿收到日期2014-12-31）

〔編輯張百靈〕

Laboratory evaluation on water-based drilling fluid suitable for deepwater oil field in West Africa

LIU Shujie1,2, LI Xiangfang1, ZHOU Jianliang2, ZHAO Xin3, XING Xijin1, ZHONG Hanyi3
（1. China Liniversity of Petraleum, Beijing 102249, China; 2. Research Institute of CNOOC, Beijing 100028, China; 3. China University of Petroleum （East China）, Qingdao 266580, China）

Via the analysis on technical difficulties of drilling fluid for deepwater oil field in the West Africa, in the light of the low-temperature rheological property regulation of drilling fluid, borehole cleaning, gas hydrate generation and control, and borehole instability of active mud shale, corresponding technical countermeasures have been raised, and a new deepwater high-performance water-based drilling fluid system has been established. According to the experimental evaluation, the drilling fluid has relatively low viscosity and relatively high dynamic shear force, and φ6reading is maintained at 7 to 10, which is beneficial for the borehole cleaning; the rheological property of drilling fluid is slightly affected by low temperature; the apparent viscosity ratio at 2 ℃ and the dynamic shear force ratio at 25 ℃ are respectively 1.28 and 1.10. The drilling fluid recovery rate of mud-shale rock sample at different positions is more than 90%. The inhibition of drilling fluid is obviously superior to that of previously-used KCl-PHPA drilling fluid system, and has excellent hydrate inhibition effects under dynamic or static conditions. It still has strong anti-pollution capacity, and basically meets the technical requirements of drilling fluid for deepwater oil field in the West Africa.

West Africa; deepwater drilling; water-based drilling fluid; low-temperature rheological property; gas hydrate

TE254

B

1000 – 7393（2015） 01 – 0076 – 04

10.13639/j.odpt.2015.01.019

“十二五”國家科技重大專項“西非、亞太及南美典型油氣田開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)研究”（編號：2011ZX05030）；國家自然科學(xué)基金“海洋深水淺層鉆井關(guān)鍵技術(shù)基礎(chǔ)理論研究”（編號：51434009）。

劉書杰，1966年生。1989年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）鉆井工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事海洋鉆完井工程方面的研究工作，教授級高級工程師，在讀博士生。電話：010-84523668。E-mail：liushj@cnooc.com.cn。

引用格式：劉書杰，李相方，周建良，等. 適于西非深水油田的水基鉆井液室內(nèi)評價［J］.石油鉆采工藝，2015，37（1）：76-79.