抗高温无黏土相钻井液体系研究.pdf

第 2 9卷 第 2期 2 0 1 2年 3月 钻井液与完井液 DRI LL I NG F LUI D COMP LET I ON F L UI D 、 厂 o 1 ． 2 9 No ． 2 M a t ,2 01 2 【 理论研究与应用技术 】 抗高温无黏土相钻井液体系研究 李建国 ， 崔应 中 ， 邢希金 。 ， 向兴金 4 7 吕方 1 ． 中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依 ； 2 ． 荆州市汉科新技术研究所，湖北荆州 ； 3 ． 中海油 北京 研究中心，北京 ； 4 ． 长江大学石油工程学院，湖北荆州 李建国等 ． 抗高温无黏土相钻井液体系研究[ J ] ． 钻井液与完井液，2 0 1 2 ，2 9 2 3 5 3 8 ． 摘要 随着能源需求 日趋紧张，向深部高温、低孔低渗油气储层进军已经成为很多油田区块保障产能和增加 产量的一个重要战略。而钻井过程中高温、低孔低渗储藏面临的储层伤害问题，因为钻井液技术的局限没有得到 很好的解决。为此，研制开发了 1 套抗温达 1 7 0 的无黏土相抗温水基钻井液体系P R D HT，该体系高温稳定性、 综合性能良好，为高温、低孔低渗油气田的安全高效开发提供了有力的钻井液技术支持。 关键词 无黏土相钻井液 ； 高温 ； 抗温抗盐增黏剂 ；降滤失剂 ； 低孔低渗油气藏 中图分类号T E 2 5 4 _ 3 文献标识码A 文章编号1 0 0 1 ． 5 6 2 0 2 0 1 2 0 2 0 0 3 5 0 4 无黏土相水基钻井液体系主要使用天然改性聚 合物增黏剂代替黏土提供悬浮稳定性能，使用改性 淀粉或磺化降滤失剂控制滤失性能。天然改性处理 剂容易在高温下降解失效，以油田常用的X C为例， 其在常规体系中抗温最高只有 1 2 0 o C ，在有机盐体 系中抗温能提高到 1 4 0℃左右。这类 天然改性材料 虽然能够用于较高温度地层或部分高温钻井液体 系 ，但是 因为细菌 、微生物和高温作用 ，不利于钻 井液性能的长期稳定。因此，中国目前能够用于高 温的成熟的合成聚合物增黏剂和降滤失剂很少，限 制了无黏土相水基钻井液体系的发展 [ 1 - 9 1 。 1技 术 思路 相关资料 显示 ，高 温和较低 密度 下 ，钻井液 的悬浮稳定性和滤失量控制都是一个很难解决的问 题 ，一般现场做法是放宽对钻井液滤失量 的要求 ， 同时尽可能通过增加处理剂的加量来维护钻井液的 基本性能。常规 的增黏剂包括 XC在内的高效抗温 增黏剂在高温下很容易降解 ，起不到增黏效果，而 且增黏剂降解还会消耗体系中的碱，不利于体系稳 定。因此 ， 必须选择 1 种抗温抗盐的聚合物增黏剂 ， 突破水基钻井液尤其较低密度和高温条件下的常规 增黏剂存在的抗温局限性 ； 另外应该选择具有良好 抗高温能力而且加量相对较少的降滤失剂，在控制 钻井液高温滤失量的同时又能减少材料用量 ，降低 钻井综合成本。 评价了以含有抗温抗盐的磺酸基团 AMP S单体 和其他单体合成的聚合物抗温抗盐增黏剂 H v T和 降滤失剂 H F T ，通过室内大量实验，构建了 l 套 抗温达到 1 7 0℃的无黏土相高温水基钻井液体系 P R D H T，研究结果表明，增黏剂 H vT具有 良好增 黏性和高温稳定性，降滤失剂 H F T能够有效控制 钻井液的高温高压滤失量。 2 主添加剂性能评价 2 ． 1 增黏剂HVT 用六速旋转黏度计测得 H VT溶液的黏度如表 1 所示，其在不同温度条件下热滚 1 6 h 后的黏度如图 l 所示。从图中可以看 出，H VT的水溶液黏度在温 度低于 1 6 0℃时，基本保持不变，当温度超过 1 8 0 第一作者简介 李建国，工程师，2 0 0 3年毕业于西南石油大学石油工程专业，现在主要从事钻井液完井液的研究与设 计工作。地址 新疆克拉玛依中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院 ； 邮政编码 8 3 4 0 0 0； 电话 0 9 9 0 6 8 6 9 4 2 4； E ． m a i l l j g 1 9 6 3 1 6 3 ． c o i n 。 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 3 6 钻 井 液 与 完 井 液 2 0 1 2年 3月 c c 时黏度才出现了明显的降低。 表 1 不 同浓度 H VT水 溶液 的黏度 6 0 5 0 4 0 3 O 2 O 1 0 O ℃ 图 1 不同浓度 H vT水溶液的抗温 性能 对 H VT在 钻井 液 中的适 宜加量进 行 了评 价 ， 实验结果见表 2 ，钻井液配方如下 。 } 海水 0 ． 1 5 ％纯碱 0 ． 2 ％烧碱 5 ％酸 溶性暂堵剂 0 ． 5 ％高温稳定剂 HWD- 4 - 5 ％K C 1 - 4 - 3 ％J L X，用 甲酸钠加重至密度为 1 ． 2 g ／ c m3 。 1 0 2 ％ HFT HVT 表 2 增黏剂 H VT的加量优选实验 |条件 怪 s | 呐 F L A p P a P a ／ mP a P a ／ P a 啦 ％ 爪 。 。mPa s s Ⅱ 1 L ～ 注 老化条件为 1 5 0℃、1 6 h 。 从表 2 可以看出， 随着增黏剂 H V T 加量的增加， 钻井液的黏度、 切力增加明显； 当增黏剂加量为0 ．9 ％ 时，体系具有 比较好的流变性和稳定性 ，动塑 比也 大于 0 ． 5 P a ／ mP a S 。 2 ． 2 降滤失剂l I F T 在 4 ％ 膨润土浆中分别加入不同量的 H F T，其 在 1 8 0 c C 热滚 1 6 h后的滤失量见图 2 。从图 2可 以 看出， H F T加量为 O ． 5 ％时就有明显的降滤失效果 ； 在其加量大于 2 ． O ％时 ，滤 失量变化趋于平 缓 ，所 以推荐 H F T 在钻井液中的加量为 2 ％。 H耵 ‘ 图2 l I F T加量对 4 ％膨润土基浆滤失量的影响 以2 配方为基础，将降滤失剂 H F T和常规降 滤失剂进行对 比评价，实验结果见表 3 。钻井液配 方如下。 2 O ． 9 ％HVT 表 3 不同降滤失剂的降滤失效果对比 注 老化条件为 1 5 0 、1 6h 。 由此可 知，在 降滤失剂加 量相 同条件下 ，与 常规磺化沥青、褐煤和酚醛树脂类降滤失剂相比， H F T具有更好的控制高温高压失水能力。 综上所述 ，最终选定的无黏土相抗温水基钻井 液P R D ． H T体系的配方如下。 3 O ． 9 ％HVT 2 ％HF T 3 无黏土相抗 温钻井液的性能评价 3 ． 1 抗温性 1 长时间老化后的性能。将研制出的无黏土 相抗温钻井液在 1 5 0 o C 下老化不同时间后 ，测其性 能 ，实验结果见表 4 。由此可以看出 ，该钻井液老 化 7 2 h 后体系稳定、 浆体均匀，高搅后整体流变性 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 第2 9卷 第 2 期 李建国等抗高温无黏土相钻井液体系研究 3 7 好，且滤失量较小 ，说 明 P R D． HT钻井液具有 良好 的高温稳定性。 2在不同温度下老化后 的 P R D． HT钻井液 的 性能见表 5 。实验结果表明，P R D H T钻井液具有 良好的高温稳定性，抗温最高可达 1 7 0 ，能够满 足高温地层开发的需要 。 表 4 钻井液在 1 5 0 c C 下老化不同时间后的抗温性 表 5 钻井液在不同温度下老化 1 6 h后的性能 3 ． 2 不同密度钻井液的性能 不同密度 的无黏土相抗温钻井液 的性能见表 6 。 表 6 不 同密度 P R D． H T体 系的性 能评 价 由表 6可 以看 出，随着钻井液密度 的增加 ，钻 井液的性能变化不大， 但是当密度增加到 1 ．3 0 g ／ c m 以上时，钻井液的表观黏度从 3 0 m P a s 左右增大 到 4 0 mP a s 左右 。 为了便于现场调控钻井液的流变性，钻井液密 度不小于 1 ． 3 g ／ c m 时，可采用甲酸钠与甲酸钾联合 加重的方式。以这种方式加重时，首先用甲酸钠加 重至钻井液密度为 1 ． 1 5 g ／ c m ，再用 甲酸钾加重钻 井液至所需密度。按此方式加重 的无黏土抗温钻井 液的性能见表 7 。 表 7 联合加重下的P R D． HT体系性能评价 从 实验数据可以看 出，钻井液的密度相 同时 ， 采取联合方式加重的钻井液比单独采用甲酸钠加重 体系的表观黏度和塑性黏度明显降低。现场密度调 控可根据需要选择加重方式。 3 ． 3抗污 染性 P R D． H T体系的抗污染性能评价实验结果见表 8 。由实验可知，盐相和钻屑大量侵入时会导致体 系黏度和切力略有增加，表明该体系具有良好的抗 污染能力 。 表 8 P R D H T体 系抗污染性能评价 3 ． 4润滑性 P R D ． H T体系泥饼黏滞系数为 0 ． 1 4 0 ，润滑系 学兔兔 w w w .x u e t u t u .c o m 3 8 钻 井 液与 完 井 液 2 0 1 2年 3月 数在加人极压润滑剂后从 0 ． 1 0 9降至 0 ． 0 7 6 ，说明体 系具有良好的润滑性能，同时加入极压润滑剂能进 一 步降低润滑系数。 3 ． 5 抑制性 使用某油田井深 3 5 6 7 “3 8 3 0 m储层段的岩 屑 ，采 用滚动 回收 率的方法进行抑制性 评价。测 得岩屑在清水和无黏土相抗温钻井液中的滚动回 收率 1 5 0 oC、1 6 h 分别为 6 8 ．4 ％、9 3 ．9 ％，说明 P R D． H T钻井液具有 良好的抑制性。 3 ． 6 储层保护性能 1 防水锁剂。低孔低渗气田使用水基钻井液 容易引起水锁伤害，因此在体系中加入了能显著降 低气 一 液界面张力的防水锁剂 H A R 。H A R在钻井 液中的加量优选实验结果见表 9 。由此可知，高温 老化对 防水锁剂 H AR的性能不会产生影 响。根据 气 一 液界面张力变化趋势，考虑到防水锁剂在地层 岩石的吸附消耗 ，所以推荐防水锁剂加量为 1 ． 0 ％。 表 9 气 ． 液界面张力随防水锁剂 HA R加量的变化 HAR／ ％ 气 ． 液表面张力 ／ m N／ m 老化前 在 1 6 5℃老化 1 6 h 后 2 钻井液的储层保护性能。使用某油田储层 段 3 5 6 7 3 8 3 0 m低孔低渗砂岩岩心对 P R D H T体 系进行储层保护l生 能评价，结果见表 l 0 。 表 1 0 P R D ． HT体系储层保护效果评价 实验结果表明， 该钻井液的渗透率恢复值在 8 5 ％以上， 表明该钻井液具有很好的储层保护效果。 4 结论 1 ． 针对高温低孔低渗气田储层保护和水平井钻 井需要，引入了抗高温的水基增黏剂 H V T和降滤 失剂 HF T，构建了 l 套抗温达 1 7 0℃的无黏土相水 基钻井液体系P R D ． H T 。 2 ． P R D H T体系即使在 1 7 0 oC 老化后仍具有良 好的稳定性 、流变性和滤失性 ，能够满足高温地层 钻井和水平井钻井的要求。 3 ． P R D ． H T钻井液的配方简单， 处理剂加量少， 其在高温下的性能稳定，流变性和密度可调 ，既能 满足水平井的携砂润滑钻井要求，也能满足特殊储 层的保护要求。 参 考 文 献 [ 1 】 苗海龙， 王洪伟 ， 许加放 ． 抗高温无固相钻井液研究 [ J ] ． 天津科技，2 0 0 9 5 2 2 ． 2 3 ． [ 2 】 廖天彬，蒲晓林 ，罗兴树，等 ． 有机盐 w e i g h 3钻井液 抗高温稳定性研究 [ J ] _ 内蒙古石油化工，2 0 1 0 2 7 - 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