高动塑比油基钻井液体系研究及应用

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1、学兔兔www.xuetutu.com石油天然气学报(江汉石油学院学报)2014年1o月第36卷第1o期JournalofOilandGasTechnology(J．JPI)Oct．2014Vo1．36No．10高动塑比油基钻井液体系研究及应用谢华，张伟国(中海石油(中国)有限公司深圳分公司钻完井部，广东~llll618o67)严海源(中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，广东深圳518o67)[摘要]为了解决番禺34—1气田超大位移水平井钻井过程中井眼难以清洁、井壁不稳定、摩阻及扭矩大等技术难点，开发出了适合于大位移水井的高动塑比油基钻井液体系，并进行了抗温、抗污染、抑制性及润

2、滑性能评价。室内评价及现场应用结果表明该体系具有良好的抗温性、抗污染性、抑制性和润滑性，且动塑比高，利于携带岩屑，其黏度、扭矩、泵压等都控制较好。[关键词]油基钻井液；动塑比；大位移井[中图分类号]TE254[文献标志码]A[文章编号]1000—9752(2014)1O一0137一O4番禺34—1气田位于中国南海北部海域珠江口盆地，该气田共钻井7口，其中包括5口水平井和2口定向井，平均井深为5229m，最大井深为6312m，最大水平位移为4865m，属于典型的超大位移井，地温梯度为4．08~C／1OOm，地层最高温度为15O~C。1番禺34—1气田钻井液难点及技术对策1)扭矩该气

3、田最大水平位移为4865m，大位移水平井中钻具与井壁的旋转阻力随着井眼的加长而成比例地增加，而钻井平台的顶驱能力会由于阻力的进一步增加而无法驱动钻具的旋转。因此，只有钻井液具有足够的润滑性能，才能够有效地降低扭矩与阻力。2)井壁稳定钻遇地层以砂泥岩互层为主，且12in井眼段裸眼段最长达到4500m以上，随着钻井液作业时间的延长，井壁在钻井液中的浸泡时间较长，长时间的浸泡会造成井眼的不稳定。3)井眼净化大位移水平井由于井段较长，且具有一定的倾角或水平段，钻屑容易沉积在井眼底部，一旦沉积，再冲刷起来将非常困难。因此，要求钻井液的流变性具有良好的携砂与井眼清洁的能力。4)泵压与压耗大位

4、移井延伸较长，随着不断的钻进，泵压持续升高，带来压力激动、甚至压漏地层等问题。因此要求钻井液必须具有较低的塑性黏度，同时为了满足携砂的要求，要求高动切力，即动塑比高。2高动塑比油基钻井液体系研究为解决以上问题，采用油基钻井液进行钻进，但油基钻井液普遍存在切力低等问题，为此室内研究了油基钻井液体系的流型调节剂。该流型调节剂具有降低塑性黏度、提高动切力等作用，能够有效调节油基钻井液体系的流变性能，并最终形成了适合于大位移井的油基钻井液体系。2．1流型调节剂性能评价实验室评价了流型调节剂对油基钻井液体系流变性能的影响。评价配方：3白油+2．5主乳化剂HIEMUL+0．5辅乳化剂HICO

5、AT+HIRHEO—A流型调节剂+2．0氧化钙+1．0有机土[收稿日期]2014—04—30[作者简介]谢华(1976一)，男，2000年大学毕业，工程师，现主要从事海上钻完井技术方面的工作。学兔兔www.xuetutu.com石油天然气工程2014年1O月MoGEL+1．09／5增黏剂HIVIS+3．0降滤失剂HIFLO+水相(26氯化钙溶液)+重晶石调节密度至1．30g／cm。(配方中的百分数为质量分数，下同)，油水体积比为80：20。从表1可以看出，流型调节剂HIREHO—A的加入，能够显著提高油基钻井液的动塑比，降低塑性黏度，提高动切力。高的动塑比以及较低的塑性黏度有利于

6、降低泵压，减小环空压耗。表1流型调节剂性能评价状态ardRN质量分数／／(mPa·S)／(mPa·s)／Pa／(Pa·(mPa·S))O滚前滚后滚前滚后滚前滚后滚前滚后注1：为表观黏度；为塑性黏度；rd为动切力；Rd为动塑比；N∞、NCa分别为六速旋转黏度计6、3r／rain对应的读数Ub为破乳电压。钻井液密度1．30g／cm。。下同。注2：老化条件为150~C×16h，测试温度为65℃。2．2抗温性能评价温度对乳状液产生较大的影响，当温度超过乳化剂的耐温能力时，乳化剂就会裂解而失掉应有的效用，因此在配制乳状液时应该考虑乳化剂的抗温能力，选择抗高温的乳化剂。在不同的热滚老化温度时

7、，钻井液体系会表现出不同的性能。因此，在现场运用过程中，由于地层温度的不同，要求所采用的油基钻井液体系具有相对广泛的温度适应范围，以满足不同温度条件下钻井施工作业的需要。表2油基钻井液体系抗温性能温度状态PrdRVhthpN4／'C／(mPa·s)／Pa／(Pa·(mPa·s))

8、／mL110滚前v一／一57697C6∞n研蝎68O滚后739130滚前619滚后894150滚前725滚后958注：VL¨nph为高温高压滤失量，其测试温度为15o~C。下同。从表2可以看出，该体系具