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深水高温高压钻井液在中国南海的发展与应用

深水高温高压钻井液在中国南海的发展与应用

研究人员通过对传统钻井液进行优化的基础上,研发出了一种适用于陵水区域深水高温高压井的新型水基钻井液体系。

来自 | JPT
编译 | 影子

在中国南海的西部,大约有30%的深水井具有高温高压特性。在对陵水区域渗水高温高压井进行工程地质环境分析之后,作者认为,高温高压深水钻井问题的解决方案,应从钻井液开始着手。

南海的大部分油藏不仅深埋于低海床温度下,而且井下部分同时还具有高温高压特征。海水的低温导致了隔水管中钻井液的黏度增加、流变性恶化,进而导致ECD增大,最终可能引发井漏。另外,高温高压的储层条件也使钻井液密度窗口变窄。钻井液必须要耐高温,要防止井壁不稳定,并且增大安全钻井液密度窗口。

南海西部的陵水区域深水气田是一个典型的高温高压油藏。最大作业水深1688米,最高井温167℃。陵水区块的储层温度大约为176℃,最大压力系数达到2.01.

南海西部钻井液使用中遇到的挑战

陵水区块深水高温高压井中所使用的钻井液,主要遇到了以下两大挑战:

1.深水和高压条件使钻井窗口缩小;
2.高温和高压的共存使钻井液难以保持稳定性能。

深水区块往往存在几百米甚至几千米的水层,通常会形成从海底到海平面以下大约500米的2~4℃的低温区间。低温环境使得立管内钻井液的流变性发生了变化:随着黏度和密度的增加,可能会引起胶凝效应,在井眼流动的过程中产生较高的摩擦力,增加套管鞋处泄露的风险。传统的深水井只注重耐低温,却很少考虑高温的影响。然而高温会引起某些钻井液添加剂的降解和交联,削弱添加剂的抗污染性能和水溶性。

在高温高压深水陵水区块钻井作业期间,尤其是在油藏地层钻井时,钻井液不仅要防止低温下胶凝作用的发生,还要防止其在高温区域内的降解现象。因此,深水高温高压钻井要比传统深水钻井面临更多的技术挑战。

这类技术挑战之前在南海西部从未遇到过。之前常用的几种钻井液体系不能完全满足陵水深水高温高压井的复合地质环境要求,因此需要重新开发一种新型钻井液。

深水高温高压钻井液体系概述

为了防止钻井液在低温下发生稠化,低分子量聚合物被广泛应用于控制海上钻井的流变性能。泥浆泵和增压泵流量也有所增加,以保持井筒清洁。此外,液压软件用于在运行过程中进行实时模拟和计算,监测ECD波动;水合物还会影响钻井液的流变性能和固井质量,影响作业安全。目前,热力学抑制剂主要用于防止深水钻井过程中水合物的形成。抑制剂的种类和数量可通过实验室实验或软件模拟进行确定。

构成思路

针对深水高温高压钻井液遇到的技术问题,以现有常规深水钻井液体系为基础,引入了耐高温降滤失剂;同时也考虑了整个体系的水合物抑制能力,进而实现深水高温高压钻井液体系的配制。

低温抑制方案

目前抑制天然气水合物产生的措施包括半抑制剂:在钻井过程中抑制水合物的形成。无机盐和乙二醇是最主要的水合物抑制剂。此外,钾盐可显著提高聚合物的耐温性能。因此,研究人员选择NaCl和甲酸钾化合物(KCOOH)作为水合物抑制剂。根据软件模拟,当5%NaCl和10%KCOOH复配时,水合物15MPa下生成临界温度为14℃,20MPa下为20℃,起到了半抑制的作用。体系在20MPa下的临界温度为16.63℃,可有效抑制水合物的形成。

高温抑制方案

深水高温高压钻井液中,耐高温降滤失剂的优化应遵循流变稳定、滤失量低、原料充足且成本可观的原则。研究人员对进口耐高温降滤失剂DT和国产试剂HTFL进行了评价。结果表明,HTFL在体系中的黏度效应较小,而高温高压下的滤失量则与DT相近,满足陵水区块深水高温高压地质条件的要求。因此,选择HTFL作为滤失还原剂。

钻井液体系配方

在对单一添加剂进行初步优化的基础上,选用耐高温性降滤失剂HTFL和耐磺酸盐降滤失剂SMP HT和SPNH对体系进行滤失控制;选择NaCl和甲酸钾化合物HCOOK作为水合物抑制剂。抑制剂CP1由三种类型的聚合物化合物组成。堵漏材料CP2由三种不同粒径的材料组成。实验最初依据180℃下压力系数为2.1的公式进行。将耐高温降滤失剂HTFL和DT进行比较所得到的配方和结果如表2和表3所示。配方3被选为最终的高温高压钻井液体系。

实验考察了耐高温降滤失剂HTFL、SMP HT和SPNH HT在高温高压条件下对流变性和滤失量的影响。随着HTFL用量的增加,体系黏度增加、滤失量减小;当耐低温降滤失剂用量为0.8%、CP1用量2%、CP2用量5%时,体系流变稳定,高温高压滤失量小于10mL,泥饼质量可观。

体系性能评估

实验分别在低温、中温和高温条件下评估了深水高温高压钻井液体系的流变性。结果表明,该体系从低温到高温,都能保持流变性稳定。随着温度的升高,体系黏度区域稳定,屈服点趋势也稳定,符合陵水区块深水高温高压钻井液的技术要求。另外,该体系还显示出了良好的抗污染性能。

实验用动态滤失仪对10MPa、150℃下的钻井液循环漏失和保压能力进行了评价,记录不同时间的滤失量。结果显示,体系的滤失稳定,测试15分钟,滤失量为0.08mL/min。另外,该体系还可在一定程度上提高地层压力保持能力。

根据钻完井液评价地层损害的标准实验室检测方法,体系的渗透率恢复系数大于89.26%,储层保护效果良好。

研究人员从莺歌海组二段拿到了22块泥岩,采用基浆进行浸泡实验,对页岩水化的抑制作用进行评价。经过120小时的浸泡后仍能看到多处分裂,但泥浆基本能保持良好的完整性,表明该钻井液体系能够抑制页岩印浸水而发生水化,并能保持陵水区块的井筒稳定性。

结论

1.适用于深水高温高压井的钻井液体系在180℃时的压力系数为2.10;低温流变性稳定,整个过程不出现水合;具有良好的流变稳定性,抗污染能力强,储层保护能力强。
2.优化后的钻井液体系能在一定程度上提高地层压力保持能力。
3.作业顺利,深水高温高压条件下无其他复杂问题出现,平均作业周期42天(平均井深4400米),平均非生产时间8.6小时。

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二丫
石油圈认证作者
毕业于中国石油大学(北京),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。如需获取更多技术资料,请联系二丫(QQ295900524;微信13132550596)

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