王京光 張小平 楊斌 曹輝 王勇強(qiáng)

中國(guó)石油川慶鉆探工程公司鉆采工程技術(shù)研究院·低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室

一種抗高溫高密度飽和鹽水鉆井液的研制

王京光 張小平 楊斌 曹輝 王勇強(qiáng)

中國(guó)石油川慶鉆探工程公司鉆采工程技術(shù)研究院·低滲透油氣田勘探開發(fā)國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室

中亞地區(qū)天然氣藏埋藏深、產(chǎn)層壓力大、井底溫度高且存在巨厚鹽膏層（深度超過4 000 m），要求鉆井液的密度介于2.20～2.60 g／cm3，井底溫度超過200℃。為此，針對(duì)目前鉆井液抗高溫能力不足、抗污染性能差的問題，以抗高溫降濾失劑KJL為核心處理劑，采用優(yōu)選的復(fù)合鹽配方來提高液相密度，研制出了一種抗高溫的高密度飽和鹽水鉆井液：抗高溫220℃，抗鈣鎂污染、密度2.60 g／cm3，流變性良好，滿足了土庫(kù)曼斯坦、烏茲別克斯坦的3個(gè)合同區(qū)塊天然氣鉆井作業(yè)要求。

抗高溫 高密度 飽和鹽水 鉆井液 抗污染 降濾失劑 中亞地區(qū) 土庫(kù)曼斯坦 烏茲別克斯坦

土庫(kù)曼斯坦的阿姆河和南約洛坦兩個(gè)合同區(qū)塊，鹽膏層深度超過4 000 m，井底溫度高達(dá)180℃；烏茲別克斯坦的費(fèi)爾干納合同區(qū)塊，膏鹽層埋藏深度5 500～6 000 m，井底溫度超過200℃，對(duì)鉆井液的密度要求達(dá)2.60 g／cm3。此前鉆探的井曾由于使用的鉆井液抗高溫能力不足，抗污染性能差，重晶石大量沉淀，高密度始終無法維持最終導(dǎo)致報(bào)廢［1－2］。因此具有抗污染能力強(qiáng)的抗高溫高密度鹽水鉆井液體系成為能否在順利施工的前提條件。為此，結(jié)合土庫(kù)曼現(xiàn)場(chǎng)施工情況對(duì)高密度鉆井液的技術(shù)難點(diǎn)進(jìn)行了分析，并針對(duì)這些難點(diǎn)進(jìn)行重點(diǎn)改進(jìn)，研制抗高溫高密度飽和鹽水鉆井液體系。

1 抗高溫高密度飽和鹽水鉆井液體系設(shè)計(jì)

通過分析，確立體系研究的技術(shù)路線：篩選抗高溫處理劑，使用高濃度鹽水降低固相含量，提高鉆井液的抑制性。

體系設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)重點(diǎn)考慮：①使用飽和鹽水提高液相密度減少固相含量；②控制膨潤(rùn)土含量，防止高溫絮凝或高溫稠化；③選用抗溫性能較強(qiáng)的降濾失劑，以利于簡(jiǎn)化鉆井液配方；④體系必須具有較強(qiáng)的抗鈣、鎂污染的能力，適應(yīng)鹽膏層鉆井需要；⑤優(yōu)選復(fù)合鹽，優(yōu)選合適的鹽及合理用量，達(dá)到性能要求的同時(shí)控制成本。

1.1 鉆井液體系處理劑的優(yōu)選

針對(duì)不同地質(zhì)條件對(duì)鉆井液的要求，分別以抗高溫降濾失劑KJL－1和KJL－2為核心處理劑研制出兩套抗溫性能不同的鉆井液體系。

1.1.1 抗高溫降濾失劑的優(yōu)選

圖1 降濾失劑的篩選圖

將降濾失劑KJL－1和KJL－2的性能與市場(chǎng)銷售的降濾失劑進(jìn)行對(duì)比，測(cè)試200℃×16 h熱滾后150℃鉆井液的高溫高壓濾失量，試驗(yàn)結(jié)果見圖1。配方如下：4%降黏劑＋0.5%PAC＋2%高溫降濾失劑＋0.2%NaOH＋0.5%Na2CO3＋25%復(fù)合鹽＋5%抑制劑＋2%膨潤(rùn)土＋加重材料。

由圖1可知，200℃×16 h熱滾后加入KJL降濾失劑的鉆井液高溫高壓濾失最小，因此將KJL－1、KJL－2作為體系的降濾失劑。

1.1.2 復(fù)合鹽的篩選

為獲得所需的高密度鉆井液主要通過增大加重材料的用量來實(shí)現(xiàn)。體系使用復(fù)合鹽提高液相密度，減少固相加重材料的用量，避免高密度鉆井液因固相含量高帶來的復(fù)雜問題［3－4］。向體系中分別加入KCl、NaCl、KBr及BaCl2以提高液相密度并增強(qiáng)抑制性，實(shí)驗(yàn)考察200℃×16 h熱滾后體系的流變性，結(jié)果見表1。

Methods: Data were obtained and analyzed from 102 patients who underwent coronary artery bypass graft-ing surgery having a preoperative left ventricular ejection fraction ≤ 40%.A subgroup of patients with EF ≤ 30% (n = 28) were also analyzed separately.

表1 無機(jī)鹽的篩選表

由表1數(shù)據(jù)可知：BaCl2與體系的配伍性差，加入BaCl2熱滾后體系明顯稠化、濾失增大；KBr價(jià)格較高；因此選用KCl、NaCl和有機(jī)鹽復(fù)配作為體系的抑制劑。

1.1.3 加重材料的篩選

選用普通重晶石和活化重晶石（密度4.20 g／cm3）來加重鉆井液至2.60 g／cm3，考察加重材料對(duì)鉆井液性能的影響，結(jié)果如圖2所示。

圖2 加重材料對(duì)流變性能的影響圖

從圖2可以看出：選用普通重晶石加重，鉆井液黏切高；活化重晶石加重后，鉆井液流變性改善，效果最好。加重材料對(duì)高密度鉆井液的流變性影響較大，活化重晶石表面的鋇離子吸附的活化劑分子的另一端有極強(qiáng)的親水基團(tuán)，增強(qiáng)重晶石表面的親水性，改善了重晶石表面的親水能力［5－6］。

1.2 降濾失劑的用量

通過考察200℃×16 h熱滾后體系流變性及高溫高壓濾失性能，確定降濾失劑KJL的最佳加量，試驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 降濾失劑加量對(duì)鉆井液性能的影響表

2 鉆井液體系性能評(píng)價(jià)

2.1 抗溫性能

對(duì)鉆井液的抗溫性能進(jìn)行評(píng)價(jià)，其中180℃和200℃試驗(yàn)采用KJL－1降濾失劑，220℃使用KJL－2降濾失劑，試驗(yàn)結(jié)果見表3。

表3 體系的抗溫性能評(píng)價(jià)表

從表3可看出，體系能夠承受220℃高溫考驗(yàn)，高溫?zé)釢L后無沉淀、稠化、絮凝等不良現(xiàn)象。通過抗溫試驗(yàn)可知KJL－1的最高抗溫達(dá)200℃，220℃條件下需選用抗溫性能更強(qiáng)的KJL－2。

2.2 體系的最高密度測(cè)試

由于中亞地區(qū)地層壓力高，必須加重鉆井液至較高密度，而高密度鉆井液中的固相含量對(duì)鉆井液的流變性能影響較大，測(cè)試了不同密度對(duì)鉆井液流變性的影響，結(jié)果如圖3、4所示。

圖3 不同密度鉆井液的表觀黏度圖

圖4 不同密度鉆井液的塑性黏度圖

由圖3、4可知，鉆井液的黏度隨著密度的增大而升高，當(dāng)密度為2.80 g／cm3時(shí)，600 r／min旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)讀數(shù)大于300超出量程無法測(cè)出，并且鉆井液黏稠，該鉆井液體系可達(dá)到的最高密度為2.60 g／cm3，中亞地區(qū)地層壓力系數(shù)一般低于2.40，因此密度為2.60 g／cm3已基本滿足鉆井的要求。

2.3 抗鈣、鎂污染評(píng)價(jià)

對(duì)可應(yīng)用于鹽膏層鉆井液來說，較強(qiáng)的抗鈣、鎂離子污染性能是其必須具備的基本性能。進(jìn)行了抗鈣、鎂污染評(píng)價(jià)，試驗(yàn)結(jié)果見表4。

該鉆井液體系可抗鈣離子4 000 mg／L，抗鎂離子500 mg／L，具有較強(qiáng)的抗鈣、鎂污染能力，220℃×16 h熱滾后，鉆井液無沉淀，無稠化，流變性好。

表4 抗鈣、鎂污染評(píng)價(jià)表

3 結(jié)論

1）研制的鉆井液體系抗溫可達(dá)220℃，密度2.60 g／cm3，流變性良好。

2）優(yōu)化后的復(fù)合鹽配方，提高了液相密度，減少了固相加重材料的用量，避免了高密度鉆井液因固相含量高帶來的復(fù)雜問題。

3）抗高溫降濾失劑能有效避免鉆井液的高溫增稠且具有顯著的降濾失能力，簡(jiǎn)化了抗高溫鉆井液的配方。

［1］周長(zhǎng)虹，崔茂榮，馬勇，等.深井高密度鉆井液的應(yīng)用及發(fā)展趨勢(shì)探討［J］.特種油氣藏，2006，13（3）：8－11.

［2］趙勝英，鄢捷年，丁彤偉，等.抗高溫高密度水基鉆井液流變性研究［J］.天然氣工業(yè)，2007，27（5）：78－80.

［3］丁彤偉，鄢捷年，馮杰.抗高溫高密度水基鉆井液體系的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究［J］.中國(guó)石油大學(xué)學(xué)報(bào)：自然科學(xué)版，2007，31（2）：73－80.

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Research and development of a saturated saltwater drilling fluid system with high density and high temperature resistance

Wang Jingguang，Zhang Xiaoping，Yang Bin，Cao Hui，Wang Yongqiang
（State Engineering Laboratory of Low－permeability Oil ＆Gasfield Exploration and Development∥Drilling ＆Production Engineering and Technology Research Institute，Chuanqing Drilling Engineering Co.，Ltd.，CNPC，Guanghan，Sichuan 618000，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 8，pp.79－81，8／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

Gas reservoirs in the Middle Asian areas are so deeply buried underneath that pay zones are under high pressure and the bottomhole temperature is very high.Especially when drilling through the salt－gypsum bed with huge thickness over 4000 m，the density of drilling fluids is required to be 2.20－2.60 g／cm3while the bottomhole temperature is above 200℃.In view of this，a new saturated saltwater drilling fluid system with high density and high temperature resistance is developed to make up for the deficiency of the presently used drilling fluids.In this fluid system，the filtrate loss reducer KJL is used to enhance its high temperature resistance（200℃）and the optimal compound formula is adopted to improve the density to be 2.60 g／cm3.When used in actual field practices，this newly developed fluid system with good rheological property is proved to meet the requirement for the drilling in the two contractual blocks respectively in Turkmenistan and Uzbekistan.

high temperature resistance，high density，saturated saltwater drilling fluid system，filtrate loss reducer，Middle Asia，Turkmenistan，Uzbekistan

王京光等.一種抗高溫高密度飽和鹽水鉆井液的研制.天然氣工業(yè)，2012，32（8）：79－81.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.017

中國(guó)石油川慶鉆探工程公司科技項(xiàng)目（編號(hào)：2010－73）。

王京光，1981年生，碩士，工程師；從事鉆完井液的設(shè)計(jì)與科研工作。地址：（710018）陜西省西安市未央?yún)^(qū)長(zhǎng)慶興隆園小區(qū)長(zhǎng)慶大廈A301室。電話：13891804996。E－mail：wjg0393＠163.com

（修改回稿日期 2012－06－03 編輯 凌 忠）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.08.017

Wang Jingguang，engineer，born in 1981，is mainly engaged in design and research of drilling and completion fluids.

Add：Room A301，Changqing Building，Xinglongyuan Residential Area，Weiyang District，Xi＇an，Shaanxi 710018，P.R.China

E－mail：wjg0393＠163.com