深水高溫高壓井鉆井液技術

胡文軍， 程玉生， 李懷科， 向雄， 楊洪烈， 熊勇

深水高溫高壓井鉆井液技術

胡文軍， 程玉生， 李懷科， 向雄， 楊洪烈， 熊勇

（中海油田服務股份有限公司油田化學事業(yè)部，廣東湛江 524057）

胡文軍，程玉生，李懷科，等.深水高溫高壓井鉆井液技術[J].鉆井液與完井液，2017，34（1）：70-76.

HU Wenjun， CHENG Yusheng， LI Huaike，et al. Drilling fluid technology for deepwater HTHP Well[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（1）：70-76.

LS25-1S-1深水高溫高壓井實鉆井深為4 448 m，完鉆層位為梅山組，采用六開井身結(jié)構(gòu)，φ212.7 mm井段為目的層段，壓力系數(shù)預測為1.70～1.84，安全密度窗口窄，需重點關注井控、防漏和水合物生成的預防；同時由于井底溫度約為147 ℃，而出口溫度只有17 ℃，保持鉆井液在高密度下的高、低溫穩(wěn)定性、防重晶石沉降、良好流變性和儲層保護是該井段技術重點。以LS區(qū)塊氣源為研究對象，通過利用水合物抑制軟件HydraFLASH繪制不同抑制劑濃度下水合物P-T相圖，優(yōu)選出鉆進及靜止期間水合物抑制配方：（9%～15%）NaCl+5%KCl+10%KCOOH +（0～45%）乙二醇。選用了抗高溫降濾失劑HTFL，其加量為0.8%時體系高溫高壓濾失量小于10 mL，泥餅質(zhì)量好。研發(fā)了一種新型的封堵劑PFFPA，PF-FPA較FLC2000具有更好的封堵降濾失效果。性能評價結(jié)果表明，該體系抗溫達170 ℃，高低溫流變性平穩(wěn)，能抗10%的鈣土污染，而且沉降穩(wěn)定性好，封堵能力強，滲透率恢復值在80%以上，儲層保護效果好。在現(xiàn)場應用中，通過Drill Bench軟件模擬，將排量降至1 400 L/min，此時ECD為1.94 g/cm3，小于漏失壓力當量密度（1.96 g/cm3），ROP為10 m/h，巖屑傳輸效率仍在85%以上，滿足攜巖要求。該井順利完鉆，表明該套鉆井液技術解決了現(xiàn)場作業(yè)難題。

深水；高溫高壓；鉆井液；水合物；窄安全密度窗口

深水高溫高壓井鉆井液技術是集深水和高溫高壓特點于一身的一項特殊鉆井工藝。隨著水深的增加，海床附近的溫度逐步降低，隨著井深的增加，井底的溫度又在不斷升高，壓力也隨著增加。因此，深水高溫高壓井鉆井液技術需要解決低溫、高溫、高壓共存的問題。對鉆井液而言，需要其在高密度條件下、低溫-高溫變化的環(huán)境中具有相對穩(wěn)定的流變性，良好的水合物抑制能力，能夠維持井壁穩(wěn)定，具備一定的防漏功能[1-5]。在中海油服深水鉆井液體系的基礎上，對深水高溫高密度鉆井液低溫-高溫流變性調(diào)控的研究、水合物抑制劑配方的優(yōu)選、水力學計算及防漏堵漏等配套技術的構(gòu)建，形成了適用于南海的深水高溫高壓井鉆井液技術[6]。

1 深水高溫高壓井鉆井液技術研究

1.1 熱力學抑制劑的優(yōu)選

考慮到鉆井液成本和現(xiàn)場施工工藝，目前深水井鉆探過程中水合物的抑制有全防和半防2種方案。全防是指在鉆進期間鉆井液中的水合物抑制劑能夠滿足靜置期間預防水合物生成的要求，而半防是指鉆進期間鉆井液中的水合物抑制劑不能滿足靜置期間預防水合物生成的要求，靜置時要在泥線附近注入一段全效水合物抑制液，以達到泥線附近不形成水合物的目的[7]。全防方案雖然不用考慮靜置期間BOP附近形成水合物， 但往往水合物抑制劑的用量大， NaCl的含量通常在15%～25%， 乙二醇的含量在20%～40%。這樣必然會給鉆井液配制和場地安排帶來難度， 同時鉆井液成本大幅度升高。因此， 從經(jīng)濟和環(huán)境保護的角度考慮， 決定使用半防方案。結(jié)合LS區(qū)塊深水高溫高壓井的水深，室內(nèi)對幾種常用熱力學抑制劑的應用效果進行了評價。

1）NaCl鹽水氣體水合物相圖。以LS區(qū)塊氣源為研究對象，通過水合物抑制軟件HydraFLASH繪制了不同NaCl濃度下水合物P-T相圖，結(jié)果見圖1。由圖1可知，隨著NaCl濃度升高，相同溫度下形成水合物的臨界壓力越高。因此，NaCl作為常用的熱力學抑制劑，其通常加量在5%以上，同時，NaCl的加入能夠提高體系的抑制能力，還可以提高體系的密度。

圖1 不同濃度NaCl鹽水水合物P-T相圖

2）KCl鹽水氣體水合物相圖。KCl常作為鉆井液頁巖抑制劑，加量通常為4%～8%。利用軟件繪制了不同濃度KCl鹽水的水合物P-T相圖，見圖2。由圖2可知，相同濃度下，KCl的水合物抑制能力稍弱于NaCl，5%KCl鹽水當壓力為18 MPa時，水合物形成的臨界溫度為19 ℃。

圖2 不同濃度KCl鹽水水合物P-T相圖

3）乙二醇氣體水合物相圖。LS區(qū)塊氣體在不同濃度乙二醇溶液中的P-T相圖見圖3。

圖3 不同濃度乙二醇溶液水合物P-T相圖

由圖3可知，隨著乙二醇濃度的升高，臨界壓力也不斷升高。一般情況下乙二醇的加量在30%～60%左右，如果復配無機鹽的話，可適當降低其加量。

1.2 抗高溫降濾失劑的優(yōu)選

在高溫高壓井作業(yè)過程中， 目前常用的抗高溫降濾失劑有Chevron Phillips Chemical公司生產(chǎn)的Dristemp（適用溫度150～200 ℃）和Driscal D（適用溫度200～220 ℃）， 以及漢科新技術股份有限公司生產(chǎn)的HTFL和HVS（適用溫度150～180 ℃）等。通過前期單劑的優(yōu)選， 結(jié)合LS25-1-3井的實際溫度， 并綜合產(chǎn)品性能、貨源保障和成本， 初步選用抗高溫降濾失劑HTFL。預構(gòu)建的鉆井液中還添加了聚磺抗高溫降濾失劑PF-SMP HT和PF-SPNH HT，水合物抑制劑選用NaCl和KCl， 進行了160 ℃的高溫實驗，并與國外抗高溫降濾失劑DrisTemp進行了對比，結(jié)果見表1。由表1可知，隨著HTFL加量的不斷升高，體系的黏度越來越大，濾失量也在減少，當加量在0.8%時，體系的流變性穩(wěn)定，高溫高壓濾失量小于10 mL，泥餅質(zhì)量好。實驗用鉆井液配方如下。

0#1.5%膨潤土+0.2%Na2CO3+0.3%NaOH+ 0.2%PF-PAC LV+4%PF-SMP HT+5%PF-SPNH HT+ 3%PF-FT-1+10%KCOOH+5%NaCl+5%KCl+262 mL海水+530 g重晶石，密度為2.0 g/cm3。

表1 深水高溫高壓井鉆井液基本性能

在0#+0.8%HTFL的基礎上，室內(nèi)優(yōu)選出4套適合深水高溫高壓井鉆井液配方，進行了170 ℃的高溫實驗，結(jié)果見表2。由表2的實驗數(shù)據(jù)確定深水高溫高壓井體系鉆井液配方為3#配方。

1#0#+0.8%HTFL

2#0#+0.8%DrisTemp

3#1#配方中PF－SMP HT和PF－SPNH HT

的加量均減小為3%

4#1#+170 g重晶石

表2 170 ℃深水高溫高壓井鉆井液體系基本性能

1.3 抗高溫封堵劑的優(yōu)選

國內(nèi)外針對泥頁巖地層的鉆井液防塌封堵理論及相應的技術進行了大量研究，并取得了一定成績，但由于長裸眼井段中的裂縫、層理、裂隙復雜及鉆井熒光級別要求，傳統(tǒng)水基鉆井液封堵劑很難滿足要求。為此，從水基鉆井液封堵劑特征出發(fā)，通過大量室內(nèi)實驗，研發(fā)了一種新型的封堵劑PF-FPA，并用滲透封堵測試儀評價了其封堵效果，該設備能夠?qū)Σ煌瑴囟饶M，不同滲透率地層進行評價實驗，結(jié)果見表3、表4和圖4、圖5。實驗還對比評價了FLC2000的封堵效果，并考察了PF-FPA和FLC2000封堵劑對基漿基本性能的影響。由表3可以看出，F(xiàn)LC2000對鉆井液有增黏作用，而PFFPA基本上不影響基漿的性能。由表4、圖4和圖5可以看出，PF-FPA較FLC2000具有更好的封堵降濾失效果，F(xiàn)LC2000鉆井液所形成的濾餅較厚，表面毛糙，而PF-FPA鉆井液形成的濾餅較薄，表面光滑。因此，自研封堵材料PF-FPA要優(yōu)于國外成熟的封堵材料FLC2000。實驗用基漿配方如下。

2%膨潤土+0.2%Na2CO3+0.6%PF-PAC-LV+ 0.3%PF-PLUS+0.1%XC+5%KCl+2%PF-UHIB

表3 不同封堵劑對基漿性能的影響（50 ℃）

圖4 PPT濾失量和時間平方根的關系圖注：實驗溫度為150 ℃，砂盤滲透率為10 μm2。

表4 加有不同封堵劑鉆井液的PPT封堵實驗

圖5 不同封堵漿配方的PPT泥餅照片

1.4 深水高溫高壓井鉆井液體系的評價

1.4.1 低溫-高溫條件下鉆井液流變性的評價

利用Fann77流變儀對深水高溫高壓井水基鉆井液的低溫、中溫和高溫條件下的流變性進行了評價，結(jié)果見表5。由表5可知，該鉆井液從低溫到高溫具有很好的流變特性，隨著溫度的升高，體系的黏度趨于平緩，動切力的變化趨勢也較好，滿足深水高溫高壓井鉆井液作業(yè)的要求。

表5 不同溫度下高溫高壓水基鉆井液的流變性能

1.4.2 抗污染能力評價

在深水高溫高壓井鉆井液中加入不同含量鈣土，對比污染前后體系黏度和滾后高溫高壓濾失量的變化情況，結(jié)果見表6。由表6可知，加入鈣膨潤土后，鉆井液污染后的流變性都有所增加，但幅度不大，這說明該體系具有一定的抗污染能力。

表6 深水高溫高壓井鉆井液的抗鈣膨潤土污染實驗

1.4.3 沉降穩(wěn)定性評價

采用靜態(tài)沉降評價方法，對深水高溫高壓井鉆井液的沉降穩(wěn)定性進行了評價，結(jié)果見表7。

表7 深水高溫高壓井鉆井液在不同溫度下的沉降因子

由表7可以看出，在20和50 ℃時，鉆井液的沉降因子分別為0.513 4和0.520 6，說明深水高溫高壓井鉆井液在低溫下仍具有良好的沉降穩(wěn)定性。

1.4.4 封堵承壓能力評價

配制深水高溫高壓井封堵鉆井液，測定其熱滾前后（170 ℃、16 h）的流變性，結(jié)果見表8。由表8可知，在170 ℃熱滾16 h后，鉆井液流變性變化不大，說明了深水高溫高壓井封堵鉆井液具有良好的穩(wěn)定性。實驗用配方如下。

3#+2%FPA+3%CaCO3（0.013 mm∶0.03 mm=4∶6），密度為2.0 g/cm3。

表8 深水高溫高壓井封堵鉆井液的流變性

采用動失水儀測定深水高溫高壓井封堵鉆井液的封堵承壓能力，不同時間的濾失量見表9。由表9可知，體系120 min時濾失基本保持不變，鉆井液在巖心斷面形成封堵，10 MPa下封堵效果明顯。

表9 深水高溫高壓井封堵鉆井液的承壓封堵數(shù)據(jù)

1.4.5 水力學模擬計算

針對深水高溫高壓井下部高壓井段，對鉆進期間不同排量、不同機械鉆速ECD進行了模擬，模擬結(jié)果見圖6。

圖6 ECD、ESD隨排量和機械鉆速的變化關系

從圖6可以看出，相同排量下，機械鉆速越高，ECD越高；相同機械鉆速下，排量越高，ECD越高，ESD值沒有變化（曲線重合）。

1.4.6 儲層保護評價

采用LS區(qū)塊的天然巖心，對巖心進行預處理，先測定巖心基本參數(shù)（見表10），再用標準鹽水對巖心進行飽和處理。

表10 LS區(qū)塊不同巖心的基本參數(shù)

根據(jù)標準SY/6540—2002，采用標準鹽水對體系的儲層保護效果進行了評價，結(jié)果見表11和表12。由此可知，該鉆井液的滲透率恢復值均大于89.26%，具有很好的儲層保護效果。同時，利用動態(tài)損害儀模擬了高壓差下鉆井液的滲透率恢復值，在10 MPa、150 ℃條件下對巖心污染后，其滲透率由29.64 mD降至24.59 mD，滲透率恢復值為82.96%，說明該鉆井液在高壓條件下對儲層傷害有限，儲層保護性能較好。

表11 6-13#巖心儲層保護評價實驗（壓差3.5 MPa）

表12 96-1#巖心儲層保護評價實驗（壓差10 MPa）

2 現(xiàn)場應用

2.1 現(xiàn)場操作工藝（以LS25-1S-1井為例）

2.1.1 井身結(jié)構(gòu)

LS25-1S-1預探井鉆探的次要目的層為T27C砂體，主要目的層為梅山組A砂體，實鉆井深為4 448 m（垂深，水深990.8 m），完鉆層位為梅山組。全井采用6層次套管井身結(jié)構(gòu)，主要目的層位于215.9 mm井眼內(nèi)。LS25-1S-1井為深水高溫高壓井，預測地層壓力系數(shù)：2 000 m以上約為1.00，2 000～3 200 m為1.00～1.22，3 200～4 400 m為1.22～1.70，4 400～4 555 m（TD）為1.70～1.84。預測次要目的層的溫度為92 ℃，主要目的層為143～146 ℃，井底溫度約為147 ℃。φ311.15 mm井段出現(xiàn)溢流情況，中途完鉆鉆井液密度為1.76 g/cm3，φ212.7 mm井段完鉆鉆井液密度為1.94 g/cm3。

2.1.2 高溫高壓井段維護措施

φ212.7 mm井段為高溫高壓井目的層段，使用深水高溫高壓井鉆井液體系鉆進。使用上井段舊漿與新漿混合調(diào)整后作為開鉆鉆井液，復配比例為1∶1。目的層壓力系數(shù)預測為1.70～1.84，進入高壓層，需重點關注井控和防漏。該井段由于井底溫度高達140 ℃，而出口溫度只有17～18 ℃，保持鉆井液在高密度下的高低溫穩(wěn)定性、防重晶石沉降、良好的流變性和儲層保護性能是該井段鉆井液維護的重點。鉆井液配方如下。

1.5 %預水化膨潤土漿+0.3%NaOH+5%NaCl+ 5%KCl+0.2%Na2CO3+10%KCOOH+3%PF-FT-1+ 3%PF-SPNH HT+3%PF-SMP HT+0.8%HTFL+ 0.2%PF-PAC LV+3%PF-UHIB+3%PF-HLUB+3%PFFPA+2%PF-LSF+2%PF-QWY+2%PF-STRH

該鉆井液密度為1.90～1.94 g/cm3，漏斗黏度為55～65 s，塑性黏度為40～45 mPa，動切力為10～15 Pa，靜切力為4～6/5～8 Pa/Pa，API濾失量為2.4～2.8 mL，pH值為10.0～10.5，膨潤土含量為7～14 g/L，φ6讀數(shù)為5～7，φ3讀數(shù)為3～6，高溫高壓濾失量（30 min）為8.4～10.4 mL。

1）水合物預防。φ212.7 mm井段鉆遇高壓，井控壓力較大，排量越小循環(huán)溫度越低（見圖7），生成水合物風險增大。因此，利用水合物軟件HydraFLASH計算模擬各種工況下，壓井期間最低循環(huán)溫度。鉆進期間水合物部分抑制方案見表13。

靜置期間的水合物預防采用全防，抑制劑配方為：15%NaCl+5%KCl+10%KCOOH+45%乙二醇。該配方能把水合物的生成溫度降到1.27 ℃，低于泥線溫度4 ℃。

圖7 不同排量下的最低循環(huán)溫度

2） 水力學計算。通過Drill Bench軟件進行模擬，結(jié)果見圖8。由圖8可以看出，該井段漏失當量密度約為1.96 g/cm3，鉆進時ECD與漏失當量密度接近，可通過降低排量降低ECD，當排量降低至1 400 L/min時，ROP為10 m/h時，巖屑傳輸效率仍在85%以上，此時ECD為1.94 g/cm3。

表13 鉆進期間水合物部分抑制方案

該井段泥巖仍然容易抱團，形成泥餅團，影響井眼清潔，造成漏失風險。為了抑制泥巖的水化，該井段采取強抑制的思路，但高密度情況下鉆井液中不能加入高分子鏈的PLUS，所以在開鉆鉆井液中加入10%甲酸鉀，以提供強抑制性。

圖8 不同排量下當量循環(huán)密度隨井深的變化情況

3）鉆井液維護措施。①微調(diào)密度時采取膠液方式提高鉆井液密度，循環(huán)加重時嚴格控制加重速度，每個循環(huán)周提0.01～0.02 g/cm3鉆井液密度，同時適當加大自由水補充量，根據(jù)返出鉆井液流變性，必要時可考慮加入Dristemp，調(diào)整鉆井液流變性。在加重過程中按10 min/包的速度操作。②調(diào)整鉆井液性能時，盡量以膠液的方式進行維護，不能采取直接向循環(huán)池加入的方式。③嚴禁竄池，不允許用水去沖振動篩、鉆桿及鉆具。④電測前起鉆時嚴禁使用刮泥板。⑤補充膠液的密度始終比井漿密度高0.1 g/cm3以上。⑥電測前鉆井液處理：完鉆循環(huán)干凈后，短起至套管鞋內(nèi)2～3柱，大排量循環(huán)干凈，下鉆通井到底，根據(jù)短起下情況和氣測值適當調(diào)整鉆井液密度，電測長起前，裸眼段墊入潤滑性和抗溫穩(wěn)定性良好的封閉液，保障電測順利。

2.2 溢流對應措施

溢流的對應措施包括 ：①根據(jù)關井套壓，計算壓井所需的鉆井液密度，及時配制所需密度的鉆井液；②壓井期間，合理安排好泥漿池的使用方案；③壓井期間，密切關注返回鉆井液性能；④壓井期間隨時監(jiān)測出口溫度，出口鉆井液 pH 值，根據(jù)壓井期間水合物配方加入NaCl或乙二醇，確保不形成水合物，CO2氣體影響pH 值快速下降，加入燒堿調(diào)整鉆井液 pH 值。

3 結(jié)論與認識

1.通過對深水高溫高壓井鉆井液技術的室內(nèi)研究和現(xiàn)場應用，對深水高溫高壓井鉆井施工中存在的風險和難點進行了深入的認識。

2.通過材料優(yōu)選構(gòu)建了深水高溫高壓井鉆井液體系，研究了深水高溫高壓井鉆井液低溫-高溫流變性調(diào)控技術，水合物抑制能力評價技術，水力學ESD，ECD控制技術以及深水高溫高壓井防漏及堵漏技術對策，可以得出形成深水高溫高壓條件下的鉆井液技術。

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Drilling Fluid Technology for Deepwater HTHP Well

HU Wenjun, CHENG Yusheng, LI Huaike, XIANG Xiong, YANG Honglie, XIONG Yong
(Division of Oilf i eld Chemistry, COSL, Zhanjiang, Guangdong 524057)

Well LS25-1S-1 is a deep water HTHP well drilled to 4 448 m, completed at the Meishan Formation. A six-interval well prof i le was adopted during drilling. The predicted pressure coeff i cient of theφ212.7 mm target section was 1.70-1.84. Narrow safe drilling window, blowout, lost circulation and the formation of gas hydrate were all problems that needed to be addressed. Meanwhile, the bottom hole temperature and the wellhead temperature are 147 ℃ and 17 ℃, respectively, requiring the high density drilling fl uid to have good high temperature and low temperature stability, good performance in preventing barite settlement, and good rheology. Gas samples from the block LS were used in studying the formation of gas hydrate. HydraFLASH, a computer software, was used to draw the P-T phase diagram of gas hydrates at different concentrations of gas hydrate inhibitors. From the P-T phase diagram, a gas hydrate inhibition formulation used during drilling and non-drilling processes was formulated: (9%-15%) NaCl+5%KCl+10% KCOOH+ (0-45%) MEG. A high temperature fi lter loss reducer, HTFL was selected to control fl uid loss. At a concentration of 0.8% HTFL, the HTHP fi lter loss of the formulated drilling fl uid was less than 10 mL, and quality of the mud cake was satisfactory. PF-FPA, a newly developed plugging agent, was used in the drilling fl uid, and it had better plugging performance than another plugging agent FLC2000. In laboratory evaluation, the drilling fl uid formulated showed high temperature stability (170 ℃), stable rheology at both high temperature and low temperature, resistance to 10% calcium bentonite contamination, good settlement stability and plugging performance, and recovery of permeability higher than 80%. In fi led application, through simulation with computer software Drill Bench, the fl ow rate was reduced to 1 400 L/min, and the corresponding ECD was 1.94 g/cm3, lower than the equivalent density of 1.96 g/cm3, at which lost circulation would occur. At ROP of 10 m/h, the eff i ciency of carrying drill cuttings out of hole was still higher than85%, satisfying the need for hole cleaning. The success in completing the well indicted that the formulated drilling fl uid had solved the problems previously existing in the area.

Deep water drilling; High temperature high pressure drilling; High density drilling fl uid; Gas hydrate; Narrow safe drilling window

TE254.3

A

1001-5620（2017）01-0070-07

2016-11-5；HGF=1606C1；編輯 王超）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.013

胡文軍，1979年生，畢業(yè)于江漢石油學院化學工程與工藝專業(yè)，現(xiàn)從事鉆井液與完井液的技術管理與應用工作。電話 （0759）3909815；E-mail：huwj10@cosl.com.cn。