抗高温高密钻井液的研究及效果评价

抗高温高密钻井液的研究及效果评价

作者：戴毅程鹏至

来源：《中国石油和化工标准与质量》2013年第01期

【摘要】在高温深井钻井过程中，要求钻井液在高温高密度下能有效满足钻井工程及地质录井的要求。因此，就要求使用各种性能优良的抗高温高密度钻井液。本文着重研究抗高温高密度的水基钻井液配方及其性能。该配方的建立采用单因素法确定降粘剂、降失水剂、高温防塌抑制剂、高温稳定剂等几种主要处理剂的加量，进行钻井液的优组优配，形成一套老化前后流变性能及失水造壁性能较好的抗高温高密度水基钻井液。

【关键词】高温高密度水基钻井液配方储层保护

1 抗高温高密度水基钻井液配方1.1 降粘剂XS加量优选

取降滤失剂GYJ加量5%，防塌抑制剂FY加量3%，提粘剂TN加量0.5%，加重剂加量530g，为0‰、3‰、5‰、7‰、10‰。钻井液总体积取420ml，密度为2.0 g/cm3。通过钻井液在160℃热滚16小时前后的流变性能和滤失量实验，

在其它组分加量一定的情况下，钻井液的塑性粘度PV在老化前后随降粘剂XS加量的增大虽有些变化但都整体呈现出较稳定的值。而动切力YP在老化前，随XS加量的增大在整体上表现为减小的趋势，这符合XS的降粘作用机理。但在老化后，却随XS加量的增大而在整体上呈增大的趋势。这可能是在加重钻井液中常温作用下XS能很好的起到降粘作用，但在160℃高温下热滚后，某些分子链发生了断裂而不能起降粘作用，所以导致了动切力的升高。老化前钻井液的API失水随着降粘剂XS加量的增大先增大后减小，在5‰加量处出现最大值；老化后，其API失水随XS加量的增大而在整体上呈减小的趋势，在5‰加量处有一个失水量较小的点，而10‰加量处为失水最小点。老化前的API失水都满足要求，而老化后失水量却全部增大。取整体性能较好的5‰XS加量的泥浆做160℃、3.5Mpa、滤板+滤纸的HTHP 失水实验，失水量为20ml，比较理想。因此，确定XS加量为5‰，并直接把钻井液密度直接升到2.35 g/cm3，做GYJ加量变化实验。

1.2 降滤失剂GYJ加量优选

取降防塌抑制剂FY加量3%，提粘剂TN加量0.5%，降粘剂XS加量为5‰，加重剂加量680g，GYJ的加量分别为0%、3%、5%、7%、10%。钻井液总体积取420ml，密度为2.35

g/cm3。实验表明，PV和YP均随GYJ加量的增大而增大。这也可能与GYJ的分子量较大有关。由于老化后引起高温增稠作用，所以动切力整体都会比老化前要高一些。但API失水量却是整体随GYJ加量增大呈减小趋势，且老化前在加量5%处有一最小值。GYJ完全能满足抗高温处理剂的要求，在160℃下热滚前后性能都无明显的变化，仍然起到了很好的降滤失作用。综合考虑各项性能，取GYJ加量为5%的钻井液做160℃、3.5Mpa、滤板+滤纸HTHP失水实验，得到失水量为15ml。由此看来，GYJ和XS在5%+5‰配方时性能较佳。所以密度为

2.35g/ cm3的钻井液最佳配方为：0.5%XS+5%GYJ+3%FY+钛铁矿粉。

1.3 高温防塌抑制剂FY加量优选

FY是一种抗高温防塌抑制剂，因此有必要测试它加量的变化对整个钻井液性能的影响。采用单因素法取降，提粘剂TN加量0.5%，降粘剂XS加量为5‰，降滤失剂GYJ加量5%，加重剂加量680g，防塌抑制剂FY的加量分别为0%、1.5%、3%、4.5%。钻井液总体积取420ml，密度为2.35 g/cm3。实验表明，动切力YP是随着FY加量的增加而上升的。原因可能是降滤失剂对滤液也会起一定的增粘作用，所以会引起动切力的上升，API失水量随FY的增加而降低，且在FY加量为3%时取得失水最小值，选改组做160℃、3.5Mpa、滤板+滤纸的HTHP失水实验，失水量为15 mL满足要求。

1.4 高温稳定剂的加量优选

实验中考查稳定剂亚硫酸钠的加量对钻井液性能的影响。其余处理剂加量则按已取得的最佳配方添加，即：提粘剂TN加量0.5%，降粘剂XS加量为5‰，降滤失剂GYJ加量5%，高温防塌抑制剂FY加量为3%，加重剂加量680g，高温稳定剂亚硫酸钠FY的加量分别为0%、0.5%、1%、2%、3%。钻井液总体积取420ml，密度为2.35 g/cm3。上述各组钻井液在160℃老化以后的流变性能和滤失量实验后，根据实验结果看，随着亚硫酸钠加量的变化，无论是老化前还是老化后，YP并不是呈规律性的变化。老化前亚硫酸钠虽然有起到降低钻井液切力的

作用，但它对降低的表观粘度和塑性粘度起到了一定的作用。而在老化后切力却急剧下降，并不是与亚硫酸钠的加量呈线性关系。API失水量在老化前没有太大的变化，但在老化后亚硫酸钠加量为3%时急剧上升。这可能是因为亚硫酸钠除了是除氧剂外也相当于在其中加入了一种无机盐。在老化前由于温度太低，亚硫酸钠起无机盐处理剂的作用，Na+与粘土中没有转换完的Ca2+交换，使钻井液的切力提高；在老化后亚硫酸钠与氧作用，防止了处理剂的降解。为避免钻井液对设备的腐蚀和为使钻井液中的固相颗粒处于分散状态，钻井液的PH值通常在9.5～10.5之间，因此选用亚硫酸钠作为该钻井液体系的高温稳定剂，并且加量为1%时效果最佳。

2 钻井液对储层的保护效果评价

为检验钻井液的储层保护效果，进行了钻井液对岩心的静、动态污染试验。试验程序如下：

（1）采用HTHP动态损害评价仪进行试验，该仪器可以模拟钻井液在井内的循环条件和HTHP条件，且剪切速率可调；

（2）将试验岩心洗油，烘干，并用模拟地层水抽空饱和；

（3）将岩心装入动态损害评价仪的岩心夹持器后，加温至150℃；

（4）用氮气测定岩心的气相渗透率

Ka；

（5）反向用钻井液循环进行动态污染试验2小时，？P=3.5Mpa；

（6）测定污染后的气相渗透率Kd；

（7）再用氮气正向反排2小时，反排压力1.5MPa；

（8）测定反排后的岩心渗透率Kf；（9）计算渗透率恢复值。

试验结果表明，该钻井液对三块不同渗透率的岩心的暂堵效果非常有效，其Kd值极低。反排时突破压力低，容易反排，且最终反排渗透率恢复值较高，另外该体系使用的是双溶性暂堵剂，若改用油进行反排，其渗透率恢复值将会更高。因此，该体系具有优良的储层保护效果。

3 结论

（1）钻井液成果配方为：4%土浆+0.5%TN+5%GYJ+0.5%XS+4%FY+1%亚硫酸钠+钛铁矿或重晶石。

（2）钻井液密度为2.35g/cm3，抗温160℃，API失水量老化前为1.4mL，老化后为失水量4.2 mL，pH 值为9.5。

（3）污染后的气相渗透率低至0.00008410-3μm2，渗透恢复值高达86.8%。

参考文献