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日期:2013-07-25 16:41:07  来源:本站整理

详述深水钻井液体系


针对深水钻井风险高,投入大,后勤及环保要求高的特点,重视天然材料及其改性产品,研发低毒性、低成本、低用量的高效处理剂和新型环保深水钻井液体系是未来深水钻井液技术的发展方向。

  1、油基/合成基钻井液

  油基/合成基钻井液具有机械钻速高,井壁稳定性好等优点,但该类钻井液在深水低温环境下会发生严重增黏甚至胶凝。“恒流变”概念是相对于常规油基钻井液提出的,是指钻井液在较大的温度范围内(4.4℃~65℃)保持相对稳定的φ6 读数、动切力和10min 静切力。恒流变钻井液与常规油基/合成基钻井液的主要区别在于流型调节剂(或增黏剂)的改进。早期的恒流变钻井液依靠多种处理剂的共同作用实现“恒流变”,包括2 种有机土,1 种乳化剂,1 种润湿剂和2 种流型调节剂,其典型配方见表3。表4 为恒流变合成基钻井液与常规合成基钻井液的
 

  随着流型调节剂和乳化剂的改进,最新的恒流变体系简化了配方(表5)。其实现“恒流变”的关键处理剂是一种酰胺类温敏聚合物,该聚合物作为流型调节剂,通过与有机土配合使用实现对钻井液流变性的调控。“恒流变”特性的实现机理为:

  随温度升高,温敏聚合物分子链末端的活性酰胺基团与钻井液中的固相和胶粒反应并黏附在其表面,形成空间结构,实现增黏;而在低温下(21℃)其活性降低,酰胺基团卷曲,减弱了与其他组分的相互作用而不发生增黏。与之相反,有机土在低温下具有显著的增黏作用,两者配合使用实现了一定温度范围内的“恒流变”。此外,基液也是影响油基/合成基钻井液流变特性的重要因素,在深水钻井中应用最多的是合成基液,主要包括线性ɑ-烯烃、内烯烃及烯烃与酯类的混合基液等。基于成本和材料来源等方面的考虑,在恒流变合成基钻井液配方中,也可使用低毒矿物油代替合成基液作为钻井液基液,如MI-SWACO 公司在中国南海深水钻井中成功使用的以精制白油为基液的恒流变油基钻井液。需要指出的是,“恒流变”的定义中并不包括塑性黏度,因为正常情况下恒流变钻井液塑性黏度随温度、压力的变化并不会对当量循环密度的控制、井眼清洗以及重晶石沉降的控制产生负面影响。

  恒流变钻井液已成功应用于数百口深水井中,可在大温差范围内保持稳定的切力,改善井眼清洗和悬浮岩屑能力,降低当量循环密度,减少漏失。由于作为连续相的基油可以防止水合物的生成,而常用的CaCl2 盐水作为分散相时,高浓度的CaCl2 可有效抑制水合物在水相中的生成。因此,与水基钻井液相比,油基/合成基钻井液中水合物的生成问题并不突出。2009 年在中国南海完成的水深1370~1670 m 的5口深水井中使用了以白油为基液的恒流变钻井液,解决了该地区以往出现的严重漏失情况,节约了大量成本。2010 年在巴西东部海域完成的水深2160 m 的深水井中,存在大段盐岩层和盐泥混层,使用恒流变合成基钻井液顺利完钻。

  第1 代恒流变体系在受到低密度固相污染时会产生过高的10min 静切力,且其中一种流型调节剂在121℃时开始失效。新1 代恒流变体系通过新型乳化包被剂同时提供乳化性能和表面润湿性,新型温敏聚合物维持流变性稳定,钻井液抗温性可达176.7℃。该体系已在墨西哥湾1 口深水井中成功试用。其部分性能指标见表6。

2、水基钻井液体系

  水基钻井液具有成本低及环保等优点,但其在深水钻井作业中面临着复杂地层井壁失稳以及天然气水合物的生成等突出问题。目前主要通过无机盐、聚合醇以及聚胺等抑制剂抑制海底泥页岩水化分散,通过水合物抑制剂抑制水合物的生成。

  水合物热力学抑制剂是防治天然气水合物的有效途径。该类抑制剂可改变水和烃分子间的热力学平衡条件,从而防止水合物生成,应用效果较好的有NaCl、甲醇和乙二醇。但该类抑制剂用量大、费用高,且存在环保或设备腐蚀问题。而水合物动力学抑制剂由于其用量少、环保性能好而越来越受到国内外研究机构的重视。目前较成熟的产品包括聚乙烯基吡咯烷酮(PVP)、聚乙烯基己内酰胺(PVCap)和含内酰胺基团的共聚物Gaffix VC-713 等。动力学抑制剂通过抑制水合物晶核生成或抑制水合物晶体生长发挥作用[29],但目前对其作用机理的认识尚有较大欠缺。研究表明,动力学抑制剂和热力学抑制剂具有协同作用,2 者配合使用可以取得更好的效果。

  1) 高盐/聚合物钻井液

  高盐/聚合物钻井液广泛应用于早期的深水钻井中。主要包括高盐/PHPA 钻井液体系、高盐/聚合物/聚合醇钻井液体系等。该类钻井液具有低成本、低毒性等特点,通过加入高浓度的无机盐抑制水合物生成,无机盐与聚合物或聚合醇协同防塌。

  挪威水深837 m 的深水井,泥线温度低至-1.6℃,静水压力超过11 MPa,极易引起水合物生成。该井使用的高盐/聚合物/聚合醇体系中,通过高浓度的NaCl,配合使用KCl、聚合醇和乙二醇来提供足够的水合物抑制性,淀粉和PAC(聚阴离子纤维素)复配控制失水量,聚合醇与KCl 配合使用提供优良的页岩抑制性。

  在墨西哥湾,针对深水海底强黏性泥岩研发的CaCl2/聚合物钻井液体系得到成功应用,解决了该地区使用NaCl/PHPA 钻井液时遇到的黏土膨胀分散问题。第1 代CaCl2/聚合物钻井液体系成功应用于1951.6 m 的深水井中。第2 代钻井液使用了新型高分子聚合物包被剂,解决了第1 代钻井液存在的黏振动筛问题,在墨西哥湾水深1422.8 m 深水井中成功应用。目前,高盐/聚合物钻井液常用于无复杂地层情况的深水井中,如位于中国南海的水深1036 m 的白云6-1-1 井,三开钻进时使用NaCl/PHPA 水基钻井液顺利完工。

  2) 强抑制高性能水基钻井液

  强抑制高性能水基钻井液体系是近年来在深水钻井中应用效果最好的水基钻井液,已成功应用于墨西哥湾、中国南海、巴西海域和哥伦比亚海域等地。其关键处理剂为低分子胺基聚合物,阳离子聚合物作为包被剂;钻速提高剂(或清洁剂)防止钻头泥包并起润滑作用,通过无机盐或醇类抑制水合物生成,针对不同地层选用KCl 或铝酸盐络合物协同封堵防塌,PAC 和改性淀粉作为降滤失剂,必要时选用碳酸钙等作为桥堵剂。其强抑制机理为钻井液中的聚胺分子部分解离形成铵基阳离子,中和黏土表面的负电荷,降低黏土水化斥力。同时聚胺可与黏土表面的硅氧烷基形成氢键,吸附在黏土表面。静电引力与氢键共同作用压缩黏土层,减弱黏土水化。聚胺分子链上的聚氧丙烯疏水基覆盖在黏土表面,降低黏土亲水性,阻止水分子的进入,进一步抑制黏土水化膨胀。

  高性能水基钻井液具有极强的抑制页岩分散和黏土聚结泥包功能,性能接近于油基钻井液,且用量少,可重复使用,并符合海洋环保要求,可直接向海上排放,大幅减少了钻井液废弃物的处理工作,节约了成本。

  在巴西深水成功应用的聚胺高性能钻井液中,使用可变形胶体在砂岩孔喉和页岩微裂隙中架桥封堵形成内泥饼,阻缓滤液侵入,提高地层强度;KCl 和聚胺复配使用实现对黏土地层的强抑制作用;体系中的铝酸盐络合物进入页岩基质,通过pH 值的降低或与地层流体中高价离子反应而就地沉淀胶结,协同胶粒的物理封堵作用形成选择性渗透膜。该体系已在多口深水定向井中使用,其体系组成如表1 所示。表2为该体系在水深782 m 和1311 m 的2 口井中的性能指标。

  在黑海地区的深水钻井中,其高活性页岩地层经常引起钻井事故。在水深2018 m 的深水井中使用了聚胺高性能水基钻井液,顺利钻穿大段活性黏土层,缩短了工时。在东墨西哥湾地区2 口水深分别为2774m和2730 m的深水探井中使用了聚胺高性能水基钻井液,钻速可达156.3 m/d。体系中加入15%~20% NaCl抑制水合物生成。使用黄原胶提高低剪切速率黏度,聚胺的使用提高了黄原胶的热稳定性,使该体系可在149℃范围内维持良好的流变性。

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作者:佚名

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