鄭永超，忽建澤，肖俊峰，何振奎，胡金鵬，李　劍

(中國石化河南石油工程有限公司鉆井工程公司，河南南陽 473132)

抗鹽、抗高溫鉆井液在HV027-8井的應用

鄭永超，忽建澤，肖俊峰，何振奎，胡金鵬，李劍

(中國石化河南石油工程有限公司鉆井工程公司，河南南陽 473132)

摘要：泌陽凹陷安棚堿礦鉆探過程中常鉆遇芒硝、堿巖和石膏地層，常規(guī)鉆井液體系無法滿足安全鉆井要求，為此研制了抗鹽、抗高溫鉆井液體系。評價實驗表明：在150 ℃老化48 h后，與聚磺鉆井液體系相比，該鉆井液體系的熱滾前后的流變性、降濾失效果和沉降穩(wěn)定性均較好，泥餅的黏滯系數(shù)小于0.1，并且該鉆井液體系對于堿心的溶蝕率遠低于清水和聚磺體系對于堿心的溶蝕率。在鉆探HV027-8井過程中，該鉆井液體系性能穩(wěn)定，起下鉆、取心順利，成功完成了鉆井設計指標。

關鍵詞：安棚堿礦；抗鹽抗高溫鉆井液；溶蝕率

泌陽凹陷富含多層堿巖、芒硝和石膏礦藏[1]，河南油田在安棚堿礦曾采用飽和堿水鉆井液體系[2]，但鉆井過程中堿層出現(xiàn)溶蝕與坍塌，導致取心收獲率低。核一段芒硝層(700～1300 m)、堿層[3-5](1500～2500 m)易蠕變；持續(xù)地高壓注水，致使堿礦鉆井區(qū)域芒硝層、堿層溢流并伴隨漏失復雜情況的發(fā)生。

HV027 - 8井是安棚鼻狀構(gòu)造南翼的一口連通垂直水平復合采堿生產(chǎn)井，水平連通VT012 - 8和VT013 - 8兩直井。水平連通井設計井深3 508 m，實際井深3 513 m[2]。為了保證現(xiàn)場作業(yè)順利，研制了抗鹽、抗高溫鉆井液體系。

1鉆井液處理劑及體系的優(yōu)選

1.1大分子抑制劑的抗鹽實驗

量取30 L清水于配漿桶中，加入1 200 g鈉土，再加入60 g Na2CO3、30 gNaOH，水化24 h，即得4%鈉膨潤土漿。取4%土漿4份，分別加入30%鹽及一定量HV-CMC、PAC141、XC、KPAM，水化24 h后，高速攪拌20 min，靜止3 min，測其性能，結(jié)果見表1。四種實驗配方如下：配方1：土漿+1%HV-CMC+30%鹽；配方2：土漿+1%PAC141+30%鹽；配方3：土漿+0.3%XC+30%鹽；配方4：土漿+1%KPAM+30%鹽。從表1中可以看出，配方1、配方2、配方3基漿流變性較好，膠體率為100%，其中，配方3降濾失效果最好，但考慮成本因素選用配方2。

表1　不同大分子的抗鹽實驗結(jié)果

1.2降濾失劑的抗鹽實驗

取4%土漿4份，分別加入30%鹽及一定量的降濾失劑CMS、LV-CMC、KJ-1、RHTP-1，水化24 h，高速攪拌20 min，靜止3 min，測其性能，實驗結(jié)果見表2。五種實驗配方如下：配方1：土漿+30%鹽;配方2：土漿+1%CMS+30%鹽;配方3：土漿+1% LV-CMC+30%鹽;配方4：土漿+1% KJ-1+30%鹽:配方5：土漿+1%RHTP-1+30%鹽。從表2可以看出，配方2、3、4、5的膠體率均較高，而配方5具有較高黏切和較低的濾失量，故選配方5。

1.3欠飽和鹽水鉆井液體系

取4%土漿4份，分別加入30%鹽及1%降濾失劑，攪拌待其溶解后，再分別加入一定量PAC141，水化24 h；高速攪拌20 min，靜止3 min，測其性能，結(jié)果見表3。四種實驗配方如下：配方1：土漿+0.5%PAC141+1%CMS+30%鹽;配方2：土漿+0.5%PAC141+1%LV-CMC+30%鹽；配方3：土漿+0.5%PAC141+1% RHTP-1+30%鹽;配方4：土漿+0.5%PAC141+1%KJ-1+30%鹽。

表2　不同降濾失劑的抗鹽實驗結(jié)果

表3　不同配方欠飽和鹽水鉆井液體系性能

從表3可以看出，加藥養(yǎng)護24 h后，各種配方降濾失效果均較好，黏切度較高，其中配方3失水4 mL，效果最好，故將其作為優(yōu)選體系。

2優(yōu)化體系及鉆井液性能評價

鉆井液在安棚堿礦HV027 - 8井下既要承受高溫、堿、鹽作用，又要具有長水平段潤滑防塌能力，因此，繼續(xù)對欠飽和鹽水鉆井液體系進行優(yōu)化，并與聚磺鉆井液體系性能進行對比評價，優(yōu)化配方體系及聚磺配方體系如下：

優(yōu)化配方：土漿+0.5%PAC141+1%RHTP-1+0.2%XY-27+3%SFT120+(2～3%)極壓潤滑劑+2%RT-1+1%CY-1+30%鹽；

聚磺配方：土漿+0.5%PAC141 +3%SMP+2%SPNH+3%SFT120+(2～3%)極壓潤滑劑+2%RT-1+1%CY-1+30%鹽。

2.1鉆井液性能評價

從表4中可看出，優(yōu)化配方欠飽和鹽水鉆井液體系在150 ℃下、熱滾16 h前后流變性較好，其 120 ℃、高壓條件下為 14 mL；聚磺鉆井液體系高溫熱滾后為16 mL，因此優(yōu)化配方欠飽和鹽水鉆井液體系的抗溫性要好于聚磺鉆井液體系。

表4　抗溫鉆井液體系評價結(jié)果

2.2鉆井液沉降穩(wěn)定性評價

將優(yōu)化配方和聚磺配方鉆井液體系加重至1.7 g/cm3并裝入滾動罐中，在150 ℃環(huán)境中老化48 h，測試罐中上下部分鉆井液的密度差，再攪拌鉆井液并測其性能，實驗結(jié)果見表5。

實驗結(jié)果表明，在同一密度下，150 ℃老化48 h后，兩種鉆井液體系的流變性均很好，但優(yōu)化配方鉆井液的上下密度差為0.03 g/cm3，而聚磺鉆井液的上下密度差為0.06 g/cm3，說明優(yōu)化鉆井液體系的沉降穩(wěn)定性要好于聚磺鉆井液體系。

2.3潤滑性能評價

在150 ℃條件下，將兩種鉆井液體系熱滾16 h，測量鉆井液的泥餅黏滯系數(shù)和極壓潤滑系數(shù)，實驗結(jié)果見表6。從中可以看出，加入優(yōu)選的潤滑劑后，兩種鉆井液體系潤滑性均較好。

2.4堿巖的溶蝕性評價

表5　兩種鉆井液高溫密度差實驗結(jié)果(150 ℃)

表6　鉆井液的潤滑性能

取安棚堿井巖心50 g， 放入清水、抗鹽抗高溫鉆井液和聚磺鉆井液中，在60 ℃條件下，熱滾16 h后，冷卻至室溫，將罐內(nèi)巖樣及液體全部傾倒在40目篩上，用自來水清洗，再在105 ℃烘干4 h，稱重 并計算溶蝕率，其實驗結(jié)果見表7。實驗結(jié)果表明，抗鹽、抗高溫鉆井液體系的溶蝕率為29%，而清水和聚磺鉆井液體系的溶蝕率分別為85%和70%，由此可見抗鹽、抗高溫鉆井液體系對堿心的溶解最小，有利于堿層取心。

表7　三種體系的堿心溶蝕率

3現(xiàn)場應用

泌陽凹陷安棚HV027-8井二開進入芒硝層前，充分使用固控設備，除去無用固相；將配制好的(0.5%～0.8)%PAC141膠液加入鉆井液中，利用大分子聚合物增強抑制能力，加入適量降濾失劑RHTP-1；鉆至膏巖層時，適當提高比重；進入芒硝層前，為防止縮徑，將密度提高到1.25 g/cm3以上，并在鉆開芒硝層前，將體系轉(zhuǎn)換成抗鹽、抗高溫鉆井液，轉(zhuǎn)化前后鉆井液性能見表8，芒硝層出水量較大時，改用地面大土池循環(huán)，同時回收多余芒硝水?？紤]到油基鉆井液主要成分是乳化劑、瀝青、白油、氯化鈣水溶液，在進入水平段前，向井中加入2%～5%油基鉆井液，以增強鉆井液的潤滑能力。

表8　轉(zhuǎn)換前后鉆井液性能

HV027-8井二開、三開采用抗鹽、抗高溫鉆井液，鉆井液性能穩(wěn)定，全井無事故，起下鉆、取心順利，最終成功將VT012-8、VT013-8堿井連通，同時鉆井液成本降低了三分之一。

4結(jié)論

(1) 在150 ℃熱滾前后，抗鹽、抗高溫鉆井液體系的流變性、濾失量均優(yōu)于聚橫體系。

(2)靜置48 h，抗鹽、抗高溫鉆井液體系上下密度差小于0.05 g/cm3，這表明該體系具有較好的穩(wěn)定性。

(3)抗鹽抗高溫鉆井液體系泥餅黏滯系數(shù)和潤滑系數(shù)小于0.1，具有較好的潤滑性。

(4)抗鹽、抗高溫鉆井液體系對堿心的溶蝕率遠低于清水和聚磺體系。

參考文獻

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[2]潘廣業(yè),李 忠,李保東，等.堿井HV027 - 8水平井連通技術(shù)[J].石油地質(zhì)與工程，2015,29(3):101-103.

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[5]林元華,曾德智,施太和.巖鹽層蠕變規(guī)律的反演方法研究[J].石油學報，2005,26(5):111-114.

編輯：劉洪樹

文章編號：1673-8217(2016)01-0115-03

收稿日期：2015-08-10

作者簡介：鄭永超，1985年生，2009年畢業(yè)于西安石油大學應用化學專業(yè)，現(xiàn)在從事鉆井液研究與技術(shù)服務工作。

中圖分類號：TE254

文獻標識碼：A