新型無固相鉆井液體系研究新進展

摘 要

摘要：甲酸鹽鉆井液是一種新型無固相鉆完井液體系，具有密度易調(diào)且范圍寬(1.0～2.3g/cm3)、高溫穩(wěn)定性好(225℃)、抑制性強、可增強頁巖井壁穩(wěn)定的特性，高密度下具有優(yōu)良的流動性。
摘要：甲酸鹽鉆井液是一種新型無固相鉆完井液體系，具有密度易調(diào)且范圍寬(1.0～2.3g/cm3)、高溫穩(wěn)定性好(225℃)、抑制性強、可增強頁巖井壁穩(wěn)定的特性，高密度下具有優(yōu)良的流動性。為解決我國西部地區(qū)山前構造帶復雜深井高密度鉆井液使用成本高的難題，調(diào)研了國內(nèi)外甲酸鹽鉆井液技術。提出采用密閉循環(huán)或經(jīng)凈化后回收再利用的方法來降低甲酸鹽鉆井液的使用成本，并加入少量適合的加重劑以形成濾餅來保護井壁的穩(wěn)定，降低了深井、超深井鉆井液的使用成本。該研究成果為我國西部地區(qū)山前構造帶復雜深井、超深井鉆井液體系的選擇提供了依據(jù)。
關鍵詞：深井；超深井；甲酸銫；甲酸鹽；高溫；高壓；甲酸鹽鉆井液；無固相鉆井液
    甲酸鹽鉆井液是一種新型的環(huán)保型鉆井液，在環(huán)保、儲層保護、抑制地層流變性以及抗高溫、抗污染方面都有顯著優(yōu)點，較之常用的鹵鹽無固相鉆完井液具有更優(yōu)越的特性[1]，是國內(nèi)外研究的熱點。目前，甲酸鹽鉆完井液主要用于高溫、高壓井、水平井、長延伸鉆井等復雜條件下的鉆井，工程上采用密閉循環(huán)或經(jīng)凈化后回收再利用的方法降低甲酸鹽的成本，并加入少量適合的加重劑以形成濾餅來保護井壁的穩(wěn)定。筆者介紹了國內(nèi)外的研究應用情況，特別是Cabot公司在甲酸鹽鉆完井液的研究進展。
1 甲酸鹽水溶液的物理性質
1.1 NaCOOH、KCOOH、CsCOOH的基本物性
目前，用于鉆井和完井的3種甲酸鹽水溶液的基本物性如表1所示。
表1 甲酸鹽水的基本物性表(20℃)
種類
飽和濃度(%)
最高密度(g/cm3)
黏度(mPa·s)
結晶點(℃)
pH值
NaCOOH
45
1.34
7.1
-23
9.4
KCOOH
76
1.60
10.9
-40
10.6
CsCOOH
83
2.37
2.8
-57
9.0
1.2 甲酸鹽水密度
甲酸鹽水的密度為1.00～2.37g/cm3，包括了鉆井和完井過程中的密度要求，甲酸鹽水質量分數(shù)與密度的關系[2]如圖1所示。
 
1.3 甲酸鹽水密度控制
    目前，鉆井工程使用1.57g/cm3的甲酸鉀鹽水和2.20g/cm3的甲酸銫鹽水混合來達到鉆井工程所要求的密度[2～5]。為了得到低密度(1.57～2.0g/cm3)低結晶溫度的甲酸鹽水，現(xiàn)場使用清水稀釋高密度甲酸鉀和甲酸銫混合鹽水來實現(xiàn)；為了得到密度為2.0～2.2g/cm3低結晶溫度的甲酸鹽水，現(xiàn)場使用清水稀釋甲酸銫鹽水來實現(xiàn)。
1.4 甲酸鹽水溶液的黏度
    甲酸鈉、甲酸鉀、甲酸銫這3種鹽水的黏度隨密度的變化關系[2]如圖2所示。
 
2 甲酸鹽鉆井液的基本性能
2.1 甲酸鹽鉆井液樣品配方及基本性能
    甲酸鹽鉆井液樣品配方[3]：甲酸鹽水+0.1%～0.25%pH緩沖溶液+0.1%～0.15%HT耐高溫淀粉+0.1%黃原膠+0.1%～0.15%超低黏聚陰離子纖維素+1%碳酸鈣。
    由樣品性能(表2)可以看出，甲酸鹽鉆井液具有優(yōu)異的性能，尤其是高溫高壓失水很小。
表2 甲酸鹽鉆井液樣品基本性能表1)
密度(g/cm3)
1.20
1.40
1.60
1.80
2.00
2.20
表觀黏度(mPa·s)
28
39
37
27
29
27
塑性黏度(mPa·s)
14
17
24
17
17
17
動切力(Pa)
12
22
13
10
12
10
高溫高壓失水(mL)
8.2
9.6
10.2
10.2
10.6
10.4
注：1)150℃熱滾16h后的性能，HTHP。
2.2 甲酸鹽鉆井液抗高溫穩(wěn)定性能
    甲酸鹽鉆井液體系用于高溫(大于150℃)鉆井工程，甚至井底溫度高達225℃，并順利完成施工。
    1) 甲酸鹽鉆井液抗溫性室內(nèi)實驗。為了測試甲酸鹽鉆井液在極端溫度和壓力下的穩(wěn)定性。分別在壓力為34MPa和41MPa、溫度為270℃下，對甲酸鹽水進行了抗高溫測試(表3)。
除高濃度甲酸鉀鹽水的黏度相對較高之外，其余2種鹽水的黏度都不高。   
表3 甲酸鹽鉆井液抗高溫分解性能表
壓力(MPa)
溫度(℃)
分解率(%)
34
270
15
41
270
13
2) 甲酸鹽鉆井液抗溫性現(xiàn)場試驗。使用密度為2.145g/cm3的甲酸鹽鉆井液對Kvitebjorn氣田一口高溫高壓井(井深為5000m，井底溫度為236℃，壓力超過96MPa)進行了施工。由于井下事故，該井中斷施工39d。于是，分別提取39d后不同井深的甲酸鹽鉆井液進行分析(表4)。
表4 不同井深甲酸鹽鉆井液在高溫作用39d后的分解率表
樣品
井深(m)
溫度(℃)
密度(g/cm3)
pH值
滴定分析
碳酸根(mol/L)
碳酸氫根(mol/L)
變化量(mol/L)
分解率(%)
 
 
 
2.150
10.88
0.24
0.04
0
0
1
288
＜130
2.144
10.62
0.23
0.05
0.00
0.0
2
3195
134
2.142
10.63
0.22
0.05
-0.01
-0.1
3
3529
148
2.144
10.63
0.23
0.06
0.10
0.1
4
3839
160
2.138
10.59
0.22
0.06
0.00
0.0
5
4496
185
2.144
10.40
0.23
0.09
0.04
0.40
6
5198
222
2.148
9.98
0.23
0.22
0.17
1.7
    從表3、4可看出，甲酸鹽鉆井液在高溫高壓下的分解率不會對甲酸鹽鉆井液性能造成大的影響。
2.3 甲酸鹽鉆井液潤滑性研究進展
    鉆井液的潤滑性已成為一個日益重要的因素。從實驗研究結果(圖3)可看出，甲酸鹽鉆井液具有很好的潤滑性。
2.4 甲酸鹽鉆井液水力學性能
甲酸鹽鉆井液最大限度地降低了開泵時的瞬時峰壓、起下鉆時的抽汲激動壓力和循環(huán)壓力損失。Huldra A4井和A4ST井的循環(huán)當量密度比較見表5，甲酸鹽水鉆井液與常規(guī)鉆井液典型水力學對比(圖4)。
 
表5 ECD Huldra A4和A4ST側鉆表1)
排量(L/min)
ECD鉆井液循環(huán)當量密度(g/cm3)
油基鉆井液
甲酸鹽
600
1.99
1.95
1000
2.00
1.95
注：1)靜態(tài)當量密度為1.90g/cm3。
2.5 頁巖穩(wěn)定性
    甲酸鹽鉆井液具有穩(wěn)定頁巖的作用：①甲酸鹽鉆井液濾液黏度高，水不易進入頁巖；②低滲透頁巖相當于半透膜，在高濃度的鹽水體系中，其滲透壓可使頁巖孔隙中水反向流動，有利于井壁穩(wěn)定。頁巖回收率實驗結果見表6。
表6 不同鉆井液體系滾動回收率的對比表 %
鉆井液類型
回收率
10目
20目
40目
80目
蒸餾水
2.39
20.46
25.26
30.19
甲酸鹽鉆井液
46.83
60.08
70.12
73.13
K2SO4鉆井液
39.36
55.17
61.19
66.27
正電膠鉆井液
17.42
—
—
94.94
油基鉆井液
86.46
—
—
93.72
甲酸鹽鉆井液的回收率相對較高，抑制性好于正電膠鉆井液，但仍低于油基鉆井液。
2.6 抗固相污染能力
    測量了用赤鐵礦加重到2.3g/cm3的甲酸鹽鉆井液的抗固相污染容限，實驗結果如圖5所示。
    甲酸鹽鉆井液體系固相污染容限很高，比油基和假油基體系高很多，污染后性能穩(wěn)定。
2.7 儲層保護機理
    1) 無固相加重劑，避免了有害固相損害儲層。
    2) 避免了二價鹽離子與地層流體形成沉淀。
    3) 可大幅度地減少結垢和乳化液堵塞。
    4) 不含有潤濕劑，消除了儲層潤濕性變化風險。
    5) 濾餅薄且致密，可在較低的生產(chǎn)壓差下解除。
3 現(xiàn)場應用
    挪威北海Kvitebjorn氣井的儲層段采用甲酸鹽鉆井液[5]。將密度為2.20g/cm3的甲酸銫鹽水與密度為1.57g/cm3的甲酸鉀鹽水相混合達到要求的密度為2.015g/cm3。具體配方與性能見表7。
表7 Kvitegjorn氣田使用的甲酸鹽鉆井液配方與性能表
配方
加量
性能
CsFo(2.2g/cm3)
1228
密度(g/cm3)：2.015(50℃)
KFo(1.57g/cm3)
271
pH值：9～11
微纖維纖維素
54.5
塑性黏度(mPa·s)：＜20
聚丙烯酰胺
1.43
動切力(Pa)：＜15
改性淀粉
5.7
高溫高壓失水(mL)：＜7.5
    在Kvitebjorn氣井的Ø215.9mm儲層段成功鉆至總井深。該儲層段(50%泥巖和50%砂巖)，用甲酸鹽鉆井液鉆過大段泥巖夾層時，未發(fā)生井壁沖蝕，使用甲酸鹽鉆井液僅在煤層段發(fā)生井徑擴大。
4 結束語
    甲酸鹽鉆、完井液技術是一種解決我國西部地區(qū)山前構造帶復雜深井鉆井難題的有效技術，建議開展甲酸鹽高密度無固相鉆井液體系的應用研究和高密度無固相鉆井液體系回收、密閉循環(huán)系統(tǒng)的研究，以實現(xiàn)上述地區(qū)高溫、高壓井的安全高效鉆井。
參考文獻
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(本文作者：劉程1 李銳2 張光華1 黃楨3 1.西南石油大學；2.四川大學；3.中國石油西南油氣田公司)