深水水基钻井液研究

贾艳秋 (中石油吐哈油田公司甲醇厂,新疆鄯善838202)

张 岱 (中石油吐哈油田公司工程技术研究院,新疆鄯善838202)

胡友林 (长江大学石油工程学院,湖北荆州434023)

随着深水油气产量的不断增加,油气勘探作业逐步由浅海向深水区域发展,深水钻井液技术是深水油气钻井的关键技术之一。低温流变性和气体水合物是深水钻井液面临的主要问题,给深水钻井液技术带来了严峻挑战[1-4]。深水钻井环境温度低,钻井液的流变性发生较大变化,钻井液的粘度和切力大幅度上升,甚至钻井液有可能发生胶凝现象[5]。深水钻井液中一旦形成气体水合物,堵塞井筒、环空和防喷器等会造成钻井事故,延长钻井作业周期和增加钻井作业成本等。为解决上述问题,笔者对深水水基钻井液进行了研究。

1 深水水基钻井液体系优选

通过对海洋深水钻井可能遇到的困难、海洋钻井液低温流变性的研究以及天然气水合物的生成试验的研究表明,海洋深水钻井钻井液所遇到的最大困难是如何抑制天然气水合物生成以及是否具有较好的低温流变性问题,而且低温条件下水基钻井液的粘度、切力上升是不可避免的。根据上述情况,海洋深水钻井所需水基钻井液应具有以下特性:①钻井液应具有良好的低温流变性;②钻井液应具有很好的携砂和润滑能力;③钻井液必须具有良好的抑制气体水合物生成的能力。

1.1 钻井液配方及其基本性能

通过对海洋现有水基钻井液体系的分析以及新的海洋深水水基钻井液体系的研究,为了降低钻井液体系的冰点和较好抑制天然气水合物生成,在体系中加入了20%氯化钠+5%乙二醇。试验研究表明,加入20%氯化钠+5%乙二醇可使冰点降至-14.5℃。在大量室内研究的基础上,室内最终优选了适合海洋深水钻井水基钻井液体系,其基本配方为:3%海水土浆+20%NaCl+5%乙二醇 +0.5%PLUS+0.1%XC+2%SMP+2%TEMP(重晶石加重至1.15)。钻井液的基本性能如表1所示。

1.2 钻井液低温流变性

低温流变性是深水钻井液面临主要问题之一,钻井液的表观粘度和切力随着温度降低大幅度上升,甚至钻井液有可能发生胶凝现象。模拟深水钻井作业温度环境,使用粘度计测试了合成基钻井液0、4、10、15、20℃时的流变性。试验结果如表2、图1所示。可见,深水水基钻井液流变参数包括AV、PV、YP等随温度变化比较平稳,表明该钻井液适合深水钻井的技术要求。

表1 钻井液体系基本性能

表2 深水水基钻井液体系低温性能

1.3 钻井液抑制气体水合物能力

深水钻井液中一旦形成气体水合物,堵塞井筒、环空和防喷器等,造成钻井事故,延长钻井作业周期和增加钻井作业成本。DSC(差示扫描量热法)是评价气体水合物生成的新型技术,是一种快捷、方便、有效评价深水钻井液抑制气体水合物方法,不受钻井液的密度、粘度和固相的影响[7]。采用DSC评价了深水水基钻井液气体水合物抑制能力。在20MPa甲烷气体压力下,深水水基钻井液快速降温至0℃并静置5h,再缓慢升温至20℃,仪器可自动检测过程中是否有热效应产生,如果该过程有气体水合物生成,则在升温过程中该气体水合物必会分解产生吸热峰。由于深水水基钻井液在升温过程中无吸热峰出现 (见图1),表明优选的深水水基钻井液在20MPa、0℃条件下无气体水合物生成。

图1 优选的深水水基钻井液DSC曲线

2 深水水基钻井液性能评价

2.1 抗温性能

室内对研究出的深水水基钻井液进行了抗温性能评价,试验温度范围为60～120℃,热滚16h,试验结果如表3所示。从表3可以看出,在60～120℃条件下热滚16h后优选的深水水基钻井液性能基本无变化,具有较好的抗温能力。

表3 优选的深水水基钻井液抗温性能

2.2 抗MgCl2、CaCl2、钻屑粉污染性能

在钻井过程中,钻井液中会溶入一些无机盐、劣质土等污染物,其性能有可能发生变化并影响钻井安全。室内对深水水基钻井液抗MgCl2、CaCl2、钻屑粉 (过100目)污染能力进行了评价,试验结果分别如表4、表5及表6所示。从表4、表5及表6可知,随着MgCl2、CaCl2、钻屑加量的增加,优选的深水水基钻井液性能变化不大,说明优选的深水水基钻井液具有很好的抗MgCl2、CaCl2、钻屑污染能力。

表4 优选的深水水基钻井液抗MgCl2污染性能

表5 优选的深水水基钻井液抗CaCl2污染性能

表6 优选的深水水基钻井液抗钻屑污染性能

2.3 抑制性能

将泥岩钻屑过6～10目,称取50g荔湾3-2-1井韩江组、珠江组和珠海组泥岩钻屑并加入350ml优选的深水水基钻井液待测样品中,在80℃条件下热滚16h,用40目筛回收并计算回收率,试验结果如表7所示。从表7可以看出,所选泥岩钻屑水化、分散很强,在海水中回收率为2.38%,但在深水水基钻井液中的热滚回收率高达85%以上,而且回收钻屑颗粒大、成形好,说明深水水基钻井液具有优异的抑制性。

表7 优选的深水水基钻井液的滚动回收率

2.4 储层保护性能

根据文献 [8],用JHDS高温高压动失水仪模拟钻井条件对深水水基钻井液的储层保护效果进行评价。室内选择2块岩心进行储层保护效果测试,测试结果如表8所示。从表8可知,2块岩心在未切片前的渗透率恢复值在85%以上,切片0.5cm后的渗透率恢复值均超过了95%。因此,深水水基钻井液具有较好的储层保护效果。

表8 优选的深水水基钻井液储层保护能力评价

3 结 语

根据深水钻井的技术要求,通过试验优选出深水基钻井液体系并进行性能评价,试验研究结果表明,优选的深水水基钻井液具有较好的低温流变性、抑制气体水合物生成能力、抗温性、抗污染能力、抑制性能和储层保护能力,可以应用于海洋深水钻井。

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[8]SY/T6540-2002,钻井液完井液损害油层室内评价方法[S].