国内超高温钻井液研究与应用进展

  1前言

 

  20世纪80年代以来，世界各国钻深井、超深井、复杂井的数量增加，对钻井液高温下的稳定性、滤失量和润滑性提出了更高要求。为满足超深井钻井技术发展的需要，各国都在努力研制抗高温钻井液处理剂和钻井液体系。

 

  国外超深井钻探施工起步较早，早在1958年，就采用水基钻井液，打成了井底温度为245℃、井深为7000m超深井；后来，用SSMA与木质素磺酸盐组成的钻井液，在庞怡特雷恩湖地区成功打了一口井底温度为232℃、井深为6981m的超深井，所用钻井液密度为2.253g/立方厘米；采用该体系，在加州塞罗普里埃托井底温度超过371℃的地热井中应用，也取得了很好的效果；采用油基钻井液，在美国德州Webb市施工的罗萨1号勘探井，井底温度为 290℃，井深为7265m。

 

  目前，我国在塔里木盆地、准噶尔盆地、四川盆地、松辽盆地、柴达木盆地及南海西部等区域，已经完成了一批井底温度大于200℃的超高温井，如莫深1井，设计井深达7380m，井底温度超过200℃，钻井液密度达2.2g/立方厘米；胜科1井，完钻井深达 7026m，测试井底温度超过235℃；泌深1井，完钻井深为6005m，钻井液静置24h，实测井底温度为 236℃；徐深22井5300m(完钻井深5320m)，井底温度为213℃；长深5井，完钻井深为5321m，井底温度超过200℃；徐闻X3井，设计垂深为5100m，斜深为5664m，水平位移达1893.92m，井斜达35°，完钻井深为6010m，井底5974m处实测井底温度达 211℃；南海莺琼地区所钻的崖城21-1-3井，井深4688m，井底温度达206℃。

 

  应当指出，尽管已经有了一些超高温井的成功实例及处理剂研究，但国内超高温钻井液整体水平与国外还存在差距。本文结合近期研究工作，就国内超高温钻井液处理剂和钻井液体系研究与应用情况进行介绍。

 

  2 超高温钻井液处理剂

 

  2.1水基钻井液处理剂

 

  近年来，围绕超高温钻井液发展的需要，研究者提出了抗高温钻井液处理剂设计思路，并在降黏剂和降滤失剂方面开展了一些工作。以苯乙烯、康酸为原料，经过共聚、磺化，得到的超高温水基钻井液降黏剂磺化苯乙烯-衣康酸共聚物SSHIA具有良好的耐温性，加量0.3%时，可使淡水钻井液在 260℃老化16h后的表观黏度由59mPa·s降至32mPa·s以下。以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸与丙烯酰胺和N，N-二甲基丙烯酰胺为原料，合成的AMPS/DMAM/AM共聚物钻井液处理剂，热稳定性好，降黏和耐温抗盐能力强。采用丙烯酰氧丁基磺酸、2-丙烯酰氧-2-乙烯基甲基丙磺酸钠和N，N-二甲基丙烯酰胺，与丙烯酰胺、丙烯酸等单体共聚，合成的MP488降滤失剂、LP527解絮凝降滤失剂，两者热稳定性好，在淡水、盐水和饱和盐水钻井液中均具有较好的降滤失作用，抗温大于220℃。以丙烯酰胺、丙烯酰氧异丁基磺酸、丙烯酸和N、N-二甲基丙烯酰胺等单体为原料，合成的低相对分子质量的多元共聚物超高温钻井液降滤失剂 FLA240，热稳定性好，与其他处理剂配伍性好，作为钻井液处理剂，在淡水、盐水和饱和盐水钻井液中具有较好的降滤失作用，经过240℃超高温老化后，能较好地控制钻井液的滤失量，在密度为2.25g/立方厘米的饱和盐水钻井液中，当加量由1.0%增加到4.0%时，可以使钻井液的高温高压滤失量由110mL降至 6mL，体现出良好的抗温性能。以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、N，N-二甲基丙烯酰胺为原料，合成的P(AMPS/DMAM)共聚物钻井液降滤失剂，热稳定性好，抗温能力强，在淡水、盐水和饱和盐水钻井液中均具有较好的降滤失作用，经过220℃高温老化后仍能较好地控制钻井液滤失量。以丙烯酰胺、 N-异丙基丙烯酰胺和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸为原料，合成的P(AMPS-IPAM-AM)共聚物，在淡水、盐水、饱和盐水和复合盐水钻井液中均具有较好的降滤失作用，在220℃下老化后仍能较好地控制钻井液的滤失量，具有良好的抗温、抗盐和抗钙性能[16]。丙烯酰胺/丙烯酰氧丁基磺酸/N，N-二甲基丙烯酰胺三元共聚物降滤失剂，在淡水、盐水和饱和盐水钻井液中均具有较强的降滤失和提黏切能力，即使经过240℃、16h的高温老化后，仍能有效控制钻井液的滤失量。1%水溶液的黏度较低(低于15mPa·s)的超高温聚合物降滤失剂PFL-1，在钻井液中的黏度效应小，热稳定性好，抗温抗盐能力强，用该降滤失剂处理的钻井液，即使经过240℃的 高温老化后，其滤失量仍然较低，与SMC、SMP等具有较好的配伍性。

 

  采用2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)和丙烯酸(AA)与磺化酚醛树脂(SMP)为原料，合成的P(AMPS-AM-AA)/SMP复合聚合物降滤失剂，抗温达240℃，在淡水、盐水钻井液中均具有较好的降滤失作用，与SMP相比，对高密度钻井液黏度影响较小，与SMC等具有良好的配伍性，可有效控制高密度钻井液的高温高压滤失量和流变性[19]。在磺化酚醛树脂的基础上，通过分子修饰得到的抗盐高温高压降滤失剂HTASP，在盐水和饱和盐水钻井液中具有较好的控制高温高压滤失量的能力，与SMC和降滤失剂LP527、MP488等具有良好的配伍性，与LP527、MP488和SMC等组成的高密度盐水钻井液体系高温稳定性好，流变性易于控制。采用腐植酸与丙烯酰氧丁基磺酸(AOBS)、丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)接枝共聚，合成的低相对分子质量AOBS/AM/AA/腐植酸接枝共聚物，热稳定性好，抗温达到240℃，在淡水、盐水和饱和盐水钻井液中均具有较好的降滤失作用，对钻井液黏度影响较小，可有效控制钻井液的高温稠化，与SMC、 SMP等具有良好的配伍性。

 

  2.2油基钻井液处理剂

 

  近年来，国内在油基钻井液处理剂方面也开展了一些初步的研究工作，如针对高温、高密度油包水逆乳化钻井液滤失量大的问题，采用胺化合物对腐植酸进行改性，得到了一种抗温能力达220℃的油基钻井液降滤失剂XNTROL220，在油中具有良好的分散能力，在油包水逆乳化钻井液中具有明显的降滤失效果，同时还具有稀释降黏、辅助乳化等功能。新型阳离子表面活性剂XNWET作为油基钻井液的润湿反转剂，具有来源广、价格低、亲油性强的特点，实验表明，在220℃的高温下，XNEWT仍能与亲水性固体有很好的吸附性能，抗温性能和热稳定性好。

 

  通过优选季铵盐和采用螯合技术合成的高温稳定的有机土XNORB，不但在柴油和白油中具有良好的分散性能和增黏效果，而且能在220℃的高温下基本保持稳定。通过在钠土中加入有机改性剂进行有机改性，得到有机土LWTRO-250，在油包水乳化钻井液中，能很好地起到增黏提切的作用，并具有较好的流变性能和抗高温性能，且能在250℃的高温下基本保持稳定，对乳状液的稳定性起到良好的作用。

 

  3超高温钻井液体系

 

  3.1水基钻井液

 

  与国外相比，国内在超高温水基钻井液研究方面起步较晚，近期首先针对现场需要，在超高温钻井液方面开展了一些探索性研究。由高温保护剂、降滤失剂、封堵剂等组成抗高温(220℃)、高密度 水基钻井液，具有良好的抑制性和抗钻屑污染性能，抗钻屑污染达10%，抗盐达2%，抗氯化钙达0.5%。由抗高温保护剂、高温降滤失剂、封堵剂、增黏剂等组成的抗温可达240℃的淡水钻井液体系，各种密度配方在240℃下均具有良好的高温稳定性，高温高压滤失量低，并具有良好的流变性能、抑制性能和抗钻屑污染性能。由3%膨润土基浆+5%的BS-OS(接枝共聚物与磺化腐植酸衍生物复配产品)+5%的BS-OC(接枝共聚物与磺化腐植酸衍生物复配产品)+2.5%的BS-PN(磺化褐煤树脂类)+3%的SPC(磺化褐煤树脂类)+1.5%的PA-1 (无荧光防塌剂)+5%聚合醇等组成的抗高温水基钻井液体系，抗温可达250～260℃，抑制防塌效果强，抗污染能力强，润滑性好，岩心的渗透率恢复值平均为83.11%。由4%膨润土＋1.5%的SMP-2＋2%的SPNH＋3%的HL-2＋1%的SMC＋0.2%的80A51＋ 0.3%的KHPAN＋重晶石＋2%的SF260(降黏剂)＋1%的高温稳定剂＋0.5%的表面活性剂＋1.0%的润滑剂等组成的抗200℃高温、密度达2.30g/cm3的水基聚磺钻井液，热稳定性好，流变性好，抗盐、抗钙污染能力强。以抗高温降滤失剂LP527-1、MP488和抗盐高温高压降滤失剂HTASP等作为主处理剂，与磺化褐煤(SMC)、XJ-1分散剂等配伍，得到的密度为2.30kg/L、盐含量为10%～30%的盐水钻井液，经过220℃、16h的老化后，表现出良好的高温稳定性，没有出现高温稠化，高温高压滤失量控制在 20mL以内。针对胜科1井5800～7026m井段的需要，综合Duratherm体系、Therma高温水基钻井液优点，以国外产品DriscalD聚合物降滤失剂、Desco降黏剂和磺化沥青Soltex为主处理剂，研制的超高温高密度水基钻井液，在应用中钻井液密度控制在 1.70～1.74g/cm3范围，该体系热稳定性好，抗污染能 力强，润滑性和剪切稀释特性良好，高固相情况下流变性好、高温高压滤失量低，抗高温能力达到 235℃，能经受各种可溶性盐类及高价离子的污染，且处理工艺简单，配制方便，便于维护[32]。为解决费尔干纳盆地深部井段抗高温高密度钻井液技术难题，开发出抗温220℃、密度为2.60～3.00g/cm3的有机盐钻井液，该体系在密度达3.00g/立方厘米时，固相含量低于50%，滤饼摩阻系数小于0.20，具有良好的流动性和润滑防卡能力，较好地解决了加重材料的沉降和过饱和盐水的结晶问题[33]。采用抗高温降滤失剂MP488、抗高温解絮凝剂LP527、抗盐高温高压降滤失剂HTASP，配制了抗温达240℃、密度为 2.0g/cm3的饱和盐水钻井液体系，经240℃、16h高温老化后具有良好的流变性，高温高压滤失量小于 20mL，钻井液抗钙、钻屑、黏土污染性能好，页岩一次回收率达97.4%，沉降稳定性好。针对徐闻X- 3井三开井段的需要，以PFL系列降滤失剂形成的超高温水基钻井液体系，整个三开井段具有稳定的高温流变性能、强抑制防塌性能和良好的润滑性能，井深5974m处测得井底温度为211℃，180℃高温高压滤失量控制在10～12mL。

 

  3.2油基或合成基钻井液

 

  现场应用表明，油基或合成基钻井液在井壁稳定、润滑防卡、抑制地层水敏膨胀、抑制地层造浆以及快速钻进等方面，具有水基钻井液无法比拟的优势，在越来越多的各种高难度钻井中应用，已经成为钻探高难度的高温深井、海上钻井、大斜度定向井、水平井、各种复杂井段和储层保护的重要手段。

 

  国内在超高温油基钻井液或合成基钻井液方面开展的工作较少，近年来研制了抗温220℃的油包水钻井液，并在现场进行了应用。中国石油大学(北京)从分子结构和处理剂性能两方面对处理剂进行优选，通过新型主(辅)乳化剂、降滤失剂和润湿剂的研制和筛选，研制出抗高温高密度油基钻井液体系，经室内测定，体系的抗温能力达到220℃，密度大于2.3g/cm3，能抗15%的海水污染和30%的泥页岩岩屑污染，并用于现场。

 

  以线性α-烯烃作为基油的合成基钻井液，电稳定性好、低毒，抗温能力达215℃，最高密度为 2.1g/立方厘米，最低密度为0.86g/立方厘米，抗水污染能力强，该钻井液的油层保护效果好，岩心渗透率恢复值达到90%以上。由于合成基钻井液热稳定性好，用于超高温钻井取得了较好效果，如YC21-1-4井是在莺琼盆地钻探的一口高温高压井，井深5250m，井底温度200℃，该井自井深4960m至完钻(井深 5250m)，采用以线性α-烯烃为基油、铁矿粉为加重剂形成的ULTIDRILL合成基钻井液体系，该合成基钻井液抑制性强，具有抗高温、滤失量小、稳定井壁的性能，满足该井施工要求。

 

  4结语

 

  国外在超高温钻井液处理剂及钻井液体系方面已开展了卓有成效的工作，水基钻井液体系的使用温度已经超过260℃，早在上世纪80年代就形成了配套的钻井液处理剂。与国外相比，国内在超高温水基钻井液研究方面刚刚起步，近年来尽管在水基钻井液处理剂方面也开展了一些研究工作，但大部分研究仅局限在实验室合成，研究的针对性还不强，体系的抗盐能力还存在差距。就目前发展看，应集中力量把研究方向放在超高温钻井液处理剂产品的转化上，并重点围绕超深井的需要，开发抗高温不增黏处理剂和超深井高温高压滤失量控制剂以及稀释剂、润滑剂，尽快形成配套产品，并在已有钻井液体系的基础上，通过选择高效处理剂，优化钻井液配方，进一步提高钻井液的抗污染和抗温能力，形成不同密度、不同含盐量的超深井钻井液体系。同时，在借鉴国外成果和经验的基础上，开展超高温油基钻井液处理剂及钻井液体系的研究，以满足国内超深井钻井的需要。