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新型水基钻井液无惧高温/高压极限

新型水基钻井液挑战高压/高温极限

传统的生物聚合物和高性能水基钻井液体系的耐温性较差,为此,国外研究人员通过引进了合成基聚合物进而改良了高压/高温水基钻井液体系,新研发的体系展示了优良的热稳定性能。

来自 | E&P
编译 | 袁建波

近几年,作业者逐渐将目光投向了高温/高压井。其中,高温/高压是指温度超过149℃(300℉),压力超过10,000psi。由于沉积和地层特性,异常温度和压力梯度通常导致地层压力大于上覆岩层压力,因此在这种地区作业更具挑战性。

钻进此类井时,与水基钻井液相比,油基钻井液由于在热稳定性、降滤失性、润滑性以及泥页岩稳定性等方面更具优势而得到了更为广泛的应用。但是由于油基钻井液对环境危害较大且成本较高,使得大家逐渐将目光投向水基钻井液。

高温/高压水基钻井液

通常而言,适用于高温/高压环境下的水基钻井液主要靠粘土矿物成分起作用,比如利用价廉的膨润土产生适当的粘度、悬浮性以及滤失性。膨润土迅速与水混合形成强效增粘剂,而盐度的升高会抑制粘土膨胀并产生絮凝,最终导致体系粘度降低、滤失量升高。此外,粘土的热诱导絮凝和流体的胶凝作用在高温下表现得更加明显。虽然絮凝可以使用合适的抗絮凝剂进行控制,但对分散体系而言,胶体含量的增加也会引起机械钻速降低。因此可以通过控制体系的固相含量来提高钻进速度。

高性能水基钻井液使用高效生物聚合物和改性淀粉来解决粘度和滤失的问题。该钻井液体系配合高性能页岩抑制剂能够提高机械钻速,降低扭矩和摩阻并提高井眼稳定性。一般而言,高性能钻井液更容易维护,钻井过程中在固控设备的配合下,可以降低稀释的浓度并减少流体体积。此外,由于使用了生物聚合物,这些高性能水基钻井液的温度极限达到了149℃,如果高于此温度,粘度和降滤失性都会受到严重影响。

储层钻井液或完井液主要在钻进常规生产井的储层时使用。这类流体经过特殊设计处理,通过盐类来增加流体密度,并依靠碳酸钙等酸溶性固体来桥接储层孔道,该体系能够最大限度地减少储层损害并保证井眼的清洗效果。与高性能水基钻井液类似,完井液同样使用了生物聚合物来保证其粘度和降滤失性。因此水基完井液的温度极限也达到了149℃。

近些年来,合成基聚合物逐渐引入到了高温/高压水基钻井液中。尽管当温度高于204℃(400℉)时,一些聚合物表现出了很好的热稳定性,但仍存在一定的局限性。举例来说,上述聚合物在水基钻井液中大多是用作降滤失剂的,必须在膨润土等矿物成分的配合下才能达到预期的钻井液性能。这些聚合物的另外一个缺点就是其盐度和酸碱度敏感性较强,这也限制了它们的应用。

优化改良钻井液体系

提升高性能水基钻井液和完井液热稳定性的关键在于用耐高温合成基聚合物来取代传统的生物聚合物。因此,满足要求的新型BDF-637和BDF-638聚合物应运而生,且已投入商业生产。这两类聚合物是具备双重功能的处理剂,在高温环境中既能保证体系粘度和降滤失性,又具有较好的耐酸碱性和耐盐性。在此基础上,最终成功研发了两种高温环境下的水基钻井液体系。BaraXtreme体系使用了BDF-637的聚合物,是一种高性能无粘土水基钻井液体系。而BaraDrilN X体系是将BDF-637聚合物添加在一价盐水中或将BDF-638聚合物添加在二价盐水中形成的,是一种高温完井液。

BaraXtreme体系是一种高温、高性能水基钻井液,使用BDF-637聚合物保证了该体系在227℃(440℉)高温下的粘度和降滤失性,且无需再使用粘土等成分来维持体系的固相悬浮能力。该钻井液体系可以用清水或者一价的盐水(比如氯化钠)快速配置。由于其具有良好的页岩抑制性和环保性,因此可广泛用到陆地和海上钻井作业中。

新型水基钻井液挑战高压/高温极限

上图为BaraXtreme高温/高压钻井液体系在218℃(425℉)下仍保持着稳定的粘度。左图为高温测试前钻井液,右图为经过16小时218℃高温测试后的钻井液体系。

BaraDrilN X是一款新型钻井液体系,兼具减少地层伤害、热稳定性强以及性能优良的优点。同时,也为采用高温裸眼完井和套管完井的储层提供了较好的保护。将BDF-637聚合物添加一价盐水中或将BDF-638聚合物添加在二价的盐水中可形成上述体系,在232℃(450℉)高温下,该体系仍具有较好的稳定性,与传统完井液(66℃)相比,该体系的耐温性得到了大幅提升。此外,该体系在高温环境下还具有优良的降滤失性。岩心流动实验证实该完井液体系对储层无伤害,酸化作业后,渗透率恢复值高于100%。

现场成功运用

2016年10月,作业者在印度Panna Formation钻了一口探井。该地区的地层压力为14.4~14.5 lb/gal,井底温度为152℃(305℉)。该井计划使用15.2 lb/gal的完井液进行测试。起初,作业者计划使用甲酸铯盐水作为测试流体,但是由于其成本较高而最终放弃这项计划。最终Baroid团队推荐使用BaraDrilN X体系作为高温/高压完井液。该体系使用了密度为14.2 lb/gal的溴化钙盐水,然后用MICROMAX加重到15.2 lb/gal。

配置好的完井液表现出了良好的性能,使用Fann 75型自动高温/高压粘度计在149℃和8,000psi下进行了测试,结果显示,在152℃下静态老化三天,滤失量低于8ml且沉降稳定性未受到影响。最终在现场作业中也表现出了相同的性能。此外,该体系在现场配置十分容易。随后该完井液被泵入到温度为154℃(310℉)的井底,静置9天左右,间歇循环显示其密度和粘度并没有发生变化,进而证明了该完井液体系稳定性优良。最终该井的测试作业圆满完成。

该新型完井液体系显示出了优良的热稳定性,相对于传统的生物聚合物和高性能聚合物钻井液,该体系的作业温度提高了66℃,与此同时,还具有更好的滤失性和固体悬浮能力。这也证明水基钻完井液可以成功用于高温或者超高温油藏中。

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白矾
石油圈认证作者
毕业于中国石油大学(华东),油气井工程硕士,长期聚焦国内外石油行业前沿技术装备信息,具有数十万字技术文献翻译经验。

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