下扬子地区抗高温钻井液性能的维护技术

谭森（中国石油大学（华东），山东 青岛 266580）

下扬子地区抗高温钻井液性能的维护技术

谭森（中国石油大学（华东），山东 青岛 266580）

在高温条件下，钻井液中的各种组分会发生降解、发酵、增稠及失效等变化，从而使钻井液的性能发生剧变，并且不易调整和控制，大大增加诱发井下复杂情况的可能性。下扬子地区超深井东深1井采用逐步转换的方法将井浆转换为抗高温的钻井液体系，同时采取有针对性的维护措施稳定钻井液性能，确保东深1井安全顺利完钻及完井，为下扬子地区抗高温钻井液的性能维护积累了经验。

下扬子；抗高温；性能维护

东深1井是布置在江苏省下扬子地区的一口区域探井，井身结构为四开直井，实际完钻井深6800m。本井从上向下依次钻遇了第四系、志留系茅山组、坟头组、高家边组、奥陶系五峰组、汤头组、大田坝组、牯牛潭组、大湾组、红花园组、仑山组、寒武系观音台组、炮台山组合幕府山组。

该井地温梯度高，井底温度预计达到180℃以上。在高温条件下，钻井液中的各种组分均会发生降解、发酵、增稠及失效等变化，从而使钻井液的性能发生剧变，并且不易调整和控制，大大增加诱发井下复杂情况的可能性。因此为了满足东深1井高温条件下的钻进及长时间空井的要求，东深1井采用优良的抗高温钻井液性能维护技术显得尤为重要。

1 钻井液转化

1.1 抗高温钻井液转化

该井二开使用抗温140℃的聚胺钻井液，转换聚胺钻井液前充分利用三级固控降低钻井液的固相含量，含砂量小于0.5%，保证钻井液拥有较好的流型，粘度控制在50s以内。为防止钻井液起泡，先按钻井液循环周加入0.1%聚胺专用消泡剂后，以细流方式按3至4个循环周均匀加入0.2%聚胺，加入地点选择在除砂器吸入口前，防止聚胺未混合均匀入井。转换过程中注意测量钻井液性能，钻井液粘切保持和转换前基本接近【1】。

三开使用聚胺聚磺防塌防卡钻井液，三开前根据配方“一开井浆+0.2~0.3%NH-1+0.2~0.3%PHP+0.6~0.8%NH4HPAN+ 0.1~0.2%CMC+0.5~0.6%KHPAN+1~2%OSAMK+1~2%低荧光防塌沥青+2~5%润滑剂”配置好胶液，采取逐步转化的方法，按循环周多次替入胶液，循环均匀至性能稳定。

四开使用抗高温聚磺防塌防卡钻井液，四开前根据配方“2~3%NV-1+0.2~0.3%PHP+3~5%SMP-1+3~5%SMC+1~2% SMT+2~3%高软化点沥青+0.2%PAC+0.2%SP-80+5%HLA+ 0.2%KOH+3%PHPT-2+1%SF-1+3%SPNH＋1%抗磨润滑剂+复合活化重晶石粉”配置胶液，然后采取逐步转化的方法，分多次替入胶液，保证钻井液在转化初期性能不出现较大幅度的波动，确保井壁稳定，然后按照循环周加入，循环均匀至性能稳定。

1.2 转化效果

东深1井抗高温钻井液转化从二开开始，转化后顺利钻至井深6800m，测井等完井作业顺利完成，钻井液性能满足设计和钻井施工需要，达到了钻井液转化目的。

2 钻井液维护的关键措施

(1)严格控制钻井液中固相含量，特别是膨润土含量，高温钻井液中过高的固相含量会使钻井液抗温性能变差，导致钻井液流变性能不稳定，粘度、切力偏高，流动性和携岩效果差，泥饼质量差，井壁不稳定等，增加钻井液性能维护的难度和钻井施工的风险。该井的维护措施是维护、使用好固控设备，充分使用振动筛、除砂除泥器和离心机来清除不同粒径的固相颗粒；此外还配置胶液稀释井浆、并利用化学絮凝的方法来减少钻井液中固相含量。该井6470-6800m井段每次短起下、起钻时都使用高粘胶液携带井底沉砂，增加循环周和处理用时，保证顺利完钻和测井，并有效解决了钻井液稠化的问题。

(2)因为抗高温钻井液比常规钻井液需要多得多的处理剂才能维护钻井液性能，且东深1井为一口超深井，随着钻井深度的增加，温度的升高，钻井液使用时间的加长，钻井液性能将逐渐破坏，而且深度越大，性能破坏愈剧烈，速度变换也快，因此在施工过程中该井准备一个钻井液罐配置补充胶液，根据钻井液性能检测随时补充胶液，以弥补深井高温对钻井液的破坏作用而带来的损失，维护好钻井液的性能。

(3)优选抗高温的处理剂，关键是降滤失剂和稀释剂，该井选用PHPT-2和SF-1两种处理剂，利用高温改善钻井液体系，将不利因素变为有利因素。

(4)高温作用后钻井液PH值会下降，PH值下降程度愈大，会恶化钻井液性能，破坏钻井液的热稳定性，该井施工过程中及时用烧碱调节好钻井液的酸碱值，对保证钻井液的性能稳定至关重要。

(5)钻井液中高浓度重晶石粒子之间的作用不仅对钻井液沉降稳定性有重要影响，而且还直接增加钻井液的静切力与动切力以及钻井液的表观粘度。故东深1井施工过程中根据施工情况合理调整钻井液密度，确保钻井液性能的稳定。

3 结语

(1)结合工程措施来维护好钻井液性能，如优选工具和工艺缩短钻井周期，降低施工风险。

(2)聚胺聚磺钻井液具有较好的抑制性和防塌性。使用维护好的聚胺聚磺防塌防卡钻井液，东深1井三开井眼裸露138天，施工过程安全顺利。

(3)聚胺聚磺抗高温钻井液在使用过程中，气泡产生多，严重影响了前2个循环周泵效和泵压的稳定，对井控工作产生不利影响，同时现场使用了大量的消泡剂，且效果不理想，建议优选消泡剂，降低表面张力，减弱气泡的形成。

(4)由于东深1井井眼摩阻较大，因此工程上要求加入大量的润滑剂，由于润滑剂补充量过大，粘度上升，导致DS-302使用量较大，后期基本没有效果，建议提升井身质量控制工艺和技术，以减小钻井液性能维护的难度。

(5)对于下扬子地区施工周期长的井，建议各开次不使用钻井液转化的方法，而是按照钻井液配方配置新浆替换掉使用时间长的老井浆，以保证钻井液的各项性能满足实际施工要求。

[1]赵秀全,李伟平,王中.长深5井抗高温钻井液技术.石油钻探技术.2007,35(6):69-72.