＊聶強(qiáng)勇 陳新 杜仕勇 胡朝偉 孔燕燕 胡璟嵩

（1.中國石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司鉆井液技術(shù)服務(wù)公司 四川 610065 2.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院 四川 610065）

引言

隨著油氣資源的勘探開采不斷向深部復(fù)雜地層發(fā)展，鉆遇高溫高壓地層的幾率日漸增大，對抗高溫高密度鉆井液的需求也將逐漸增多[1-4]。由于近年來所鉆遇的地層越來越復(fù)雜，內(nèi)部的溫度和密度越來越高，現(xiàn)有的水基鉆井液體系配方（如聚磺體系，PLUS/KCl體系，PEM體系和聚胺-有機(jī)鹽體系等）已無法完全滿足現(xiàn)場實際需要，在高溫條件下，現(xiàn)有的鉆井液體系存在功效降低甚至失效的狀況，這對實際的鉆進(jìn)開發(fā)有著十分不利的影響[5-6]。因此對現(xiàn)有體系進(jìn)行優(yōu)化，使其達(dá)到既定需求，是當(dāng)下一個重要的研究方向。

針對X油田鉆進(jìn)作業(yè)普遍存在的軟泥巖水化膨脹導(dǎo)致的縮徑問題以及鉆井液抗高溫的問題，優(yōu)選適度抑制的HEM抗高溫鉆井液體系可減少鉆井復(fù)雜情況發(fā)生[7-8]。本文通過實驗方法確定了優(yōu)化后的鉆井液配方，結(jié)果顯示其能滿足現(xiàn)場需求，達(dá)到預(yù)期目標(biāo)，這能極大地提升經(jīng)濟(jì)效益。

1.實驗部分

(1)實驗材料及儀器

①實驗材料

氯化鉀、氯化鈉、氫氧化鈉、無水碳酸鈉，成都市科龍化工試劑廠；海水土漿、降失水劑FLOTROL、封堵劑LSF、羥基成膜劑LPFH、生物聚合物XC、低分子包被劑UCAP、聚胺抑制劑UHIB、防泥包潤滑劑HLUB，成都西油華巍科技有限公司；降濾失劑HTFL，四川西南石大金牛石油科技有限公司；抗溫降濾失劑SMP、磺化褐煤SPNH，四川正蓉實業(yè)有限公司。

②實驗儀器

六速旋轉(zhuǎn)黏度計（ZNN-D6F）、API中壓濾失儀（1201）、高溫高壓濾失儀（GGS42-2A）、高溫滾子加熱爐（XGRL-4A）、陳化釜（MK-LH4）、泥餅黏滯系數(shù)測定儀（1802）、極壓潤滑儀（EP-B），青島創(chuàng)夢儀器有限公司。

(2)實驗方法

①基本配方

根據(jù)X油田現(xiàn)場鉆井液實際應(yīng)用情況，采用施工現(xiàn)場實際鉆井液配方，本次測試的HEM鉆井液配方選定為：3%海水土漿+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評價方法

參照國家標(biāo)準(zhǔn)GB/T 16783.1-2014《石油天然氣工業(yè)中鉆井液現(xiàn)場測試》測試鉆井液性能。流變性測試溫度為50℃，熱滾老化溫度為150℃，老化16h。

2.結(jié)果與討論

(1)HEM抗高溫鉆井液性能測試

①流變性測試

選用六速旋轉(zhuǎn)黏度計進(jìn)行測試，實驗結(jié)果如表1所示。

表1 HEM鉆井液流變參數(shù)

從表1可知，HEM鉆井液流變性在室溫下表現(xiàn)較好，但經(jīng)150℃熱滾16h后，黏度和切力都呈現(xiàn)了較大的降低趨勢，分析可知此套配方不適合在150℃高溫環(huán)境下工作。

②濾失量和泥餅?zāi)Σ料禂?shù)測試

本次實驗采用API中壓濾失儀、HTHP濾失儀、泥餅黏滯系數(shù)測定儀進(jìn)行測試，實驗結(jié)果如表2，圖1所示。

圖1 HEM鉆井液泥餅形貌（API左，HTHP右）

表2 HEM鉆井液濾失結(jié)果

HEM鉆井液的泥餅形貌如圖1所示。

由表2、圖1可知，該HEM鉆井液API濾失量為3.8mL，泥餅為黑色，厚度僅為0.5mm；HTHP濾失量為17.6mL，泥餅為黑色，厚度為2.0mm。因此該HEM鉆井液的API濾失量較小，但HTHP濾失量較大。此外，該HEM鉆井液的API泥餅?zāi)Σ料禂?shù)適中，而HTHP泥餅?zāi)Σ料禂?shù)較大。

通過上述實驗可知，該HEM鉆井液在溫度較低時表現(xiàn)良好，但在高溫條件下性能難以滿足實際要求。針對這一現(xiàn)狀，需要調(diào)整其性能以滿足實際高溫條件。

(2)HEM抗高溫鉆井液性能優(yōu)化

①增粘劑XC加量優(yōu)選

XC是一種以提高鉆井液黏度和切力為主的聚合物，因此可用鉆井液的流變性來確定XC的用量。增粘劑XC加量選定為0.2%、0.3%和0.4%進(jìn)行實驗，結(jié)果如表3所示。

表3 XC加量優(yōu)選結(jié)果

由表3可知，隨著增粘劑XC加量的增加，體系的黏度、切力和HTHP濾失量呈上升趨勢。當(dāng)XC加量為0.3%時，整體表現(xiàn)較好，因此選定增粘劑XC加量為0.3%較適宜。

②降失水劑FLOTROL加量優(yōu)選

經(jīng)過上步實驗，鉆井液性能得到了加強(qiáng)，但失水造壁性有待進(jìn)一步優(yōu)化，因此需對降失水劑FLOTROL加量進(jìn)行優(yōu)化。選定FLOTROL加量為1%、1.2%、1.4%和1.6%進(jìn)行實驗，結(jié)果如表4所示。

表4 FLOTROL加量優(yōu)選結(jié)果

據(jù)表4可知，隨著FLOTROL加量提高，鉆井液的流變性變化不大，但失水量降低較多。為了滿足實際需要，考慮經(jīng)濟(jì)效益，選定FLOTROL加量為1.4%較適宜。

③潤滑劑HLUB加量優(yōu)選

鉆井液良好的潤滑性能降低摩擦阻力，同時保護(hù)鉆具，選定HLUB的加量為1%、1.5%、2%和2.5%進(jìn)行實驗，結(jié)果如表5所示。

表5 HLUB加量優(yōu)選結(jié)果（25℃）

由表5可知，隨著HLUB加量提高，體系的潤滑性能變好。當(dāng)HLUB的加量為2%時，性能已滿足實際需求，因此選定HLUB的加量為2%較適宜。

通過實驗對HEM鉆井液進(jìn)行性能優(yōu)化，最終確定配方如下：3%海水土漿+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)優(yōu)化后的HEM抗高溫鉆井液性能評價

①抗溫性能評價

首先對優(yōu)化后的HEM鉆井液的抗溫性能進(jìn)行了評價。實驗溫度為：110～150℃，實驗結(jié)果見表6所示。

表6 抗溫性能評價結(jié)果

由表6可知，優(yōu)化后的HEM鉆井液抗溫性能良好。在實驗溫度范圍內(nèi)（110～150℃），流變性和失水造壁性均能保證實際要求，性能穩(wěn)定。

②抗鉆屑污染能力評價

先將鉆屑烘干粉碎后，通過100目篩，之后再加入鉆井液中進(jìn)行實驗，結(jié)果如表7所示。

表7 抗鉆屑污染能力評價結(jié)果

由表7可知，在鉆屑加入量上升的同時，鉆井液的密度也隨之增加，雖然切力和表觀黏度也在上升，但是現(xiàn)象并不明顯，由此表明該體系具有良好的抗鉆屑污染的能力。

③抑制性能評價

為了了解抑制性是否良好，對優(yōu)化后的HEM鉆井液進(jìn)行了抑制性評價實驗，結(jié)果如表8所示。

表8 抑制性評價結(jié)果

由表8可知，清水的巖屑回收率僅15.0%，而優(yōu)化后的HEM鉆井液的巖屑回收率為86.4%，表明其具有良好的抑制性。

3.結(jié)論

原有鉆井液體系在本次實驗評價下，不足之處明顯，在150℃高溫環(huán)境下，出現(xiàn)了功效降低甚至失效的情況。優(yōu)化后的HEM抗高溫鉆井液具有良好的流變性、失水造壁性、抑制性和潤滑性，在實際應(yīng)用時，能夠滿足150℃高溫環(huán)境中的鉆井要求，優(yōu)選配方為：3%海水土漿+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，具有良好的應(yīng)用前景。