Drilling Fluid Technology for Ultra-Deep Extended Reach Wells in Enping 21−4 Oilfield, Eastern South China Sea
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摘要:
南海东部恩平21−4油田是典型的边际油田,超深大位移井钻井过程中存在井眼难以清洁、疏松砂岩承压能力低、钻遇多条断层、摩阻扭矩高和下套管易遇阻等风险挑战。为解决该油田钻井中存在的问题,选择BIODRILL S合成基钻井液,优选了合成基液、降滤失剂、流性调节剂和润滑剂,优化了乳化剂加量,调整了BIODRILL S合成基钻井液配方。室内性能评价结果表明,BIODRILL S合成基钻井液流变性能稳定,具有较高的低剪切速率,抑制性强,封堵性、抗污染性和润滑性能优异,高温高压滤失量2.4 mL,极压润滑系数0.03~0.06,满足恩平21−4油田超深大位移井钻井要求。按该配方配制的BIODRILL S合成基钻井液及研究的关键配套技术在南海东部超深大位移井A1H井、EP−X井进行了现场试验,结果表明:BIODRILL S合成基钻井液性能稳定,具有较好的携岩能力,润滑性能优异,钻进ϕ311.1 mm井眼时摩阻系数为0.17~0.21,下入ϕ244.5 mm套管时裸眼摩阻系数为0.40~0.45,钻井过程顺利。BIODRILL S合成基钻井液技术不但解决了南海东部超深大位移井的钻井难点,还为该海域万米级大位移井安全钻井提供了技术手段。
Abstract:Enping 21−4 in the Eastern South China Sea is a typical marginal oilfield. Certain risks and challenges are faced while drilling of ultra-deep extended reach wells in this oilfield, such as difficult hole cleaning, low pressure bearing capacity of unconsolidated sandstone, multiple faults encountered while drilling, large drag and torque, and restrictions during casing running, etc. In order to solve the drilling problems in this oilfield, BIODRILLS synthetic base drilling fluid was selected and optimized. The optimal synthetic base fluid, filtrate reducer, flow pattern regulator, and lubricant were determined, and the emulsifier dosage was optimized. The formula of BIODRILLS synthetic base drilling fluid was adjusted. The laboratory performance evaluation results show that the formula can maintain good and stable rheological properties, higher low shear rate, strong inhibition, plugging property, anti-pollution property, and excellent lubrication performance, with high temperature and high pressure filtration loss of 2.4 mL and extreme pressure lubrication coefficient of 0.03–0.06, and meet the requirements of ultra-deep long extended reach well drilling in Enping 21−4 Oilfield. The BIODRILLS synthetic base drilling fluid prepared according to the formula has been applied in the ultra-deep extended reach wells A1H and EP−X in the eastern South China Sea. The application shows that the system has stable performance, good cutting carrying capacity, and excellent lubrication performance. The drag coefficient during drilling ϕ 311.1 mm hole is 0.17–0.21, and the open hole drag coefficient is 0.40–0.45 when running ϕ244.5 mm casing. The drilling fluid has not only effectively solved the drilling problem of ultra-deep extended reach wells in the eastern South China Sea but also provided technical means for the drilling of 10 000-meter long extended reach wells in this sea area.
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恩平21−4油田位于我国南海东部,属于小型砂岩边际油田。为实现油田的经济高效开发,采用超深大位移井进行开发,但该油田在钻超深大位移井时,面临地质条件复杂、砂岩胶结疏松、地层承压能力弱、压力窗口窄、井眼清洁难度大、摩阻扭矩高等挑战[1–4]。其中,复杂的地质条件会引起井眼不规则、井漏、阻卡与卡钻、套管下不到位等井下复杂情况,甚至导致钻井失败,选用合适的钻井液是解决这类问题的关键[5–6]。
油基钻井液性能稳定,具有抑制性强、有利于井壁稳定、抗高温和抗污染能力强、润滑性和储层保护性能好等优点,适合在钻进稳定性差地层时使用,特别适用于深井、超深井、复杂地层深井和大位移井钻井。但使用油基钻井液钻深井、大位移井过程中发现,其存在动塑比和低剪切速率偏低、流变性受温度影响大、携岩能力差、生物毒性大和对海洋环境危害大等问题[7–9]。而合成基钻井液以合成基油为连续相、盐水为分散相,添加乳化剂、润湿剂、亲油胶体、流性调节剂等组成,除具有油基钻井液的优点外,还具有基油运动黏度低、有利于降低钻井液当量循环密度(equivalent circulating density,ECD)、流变性能较稳定、机械钻速快、生物毒性小、易生物降解、对环境较友好等优点[10–14]。
在合成基钻井液研究方面,国内外众多学者做了大量工作。万绪新等人[7]研究了以气制油为基液的合成基钻井液,其具有较低的凝点和运动黏度,流变性和稳定性均优异,应用证明其兼具水基钻井液和普通油基钻井液的优点,可替代油基钻井液用于深井、超深井、大位移水平井和各种复杂井钻井。赵景芳等人[15]在利用煤制油技术合成基础油的基础上,在催化剂作用下通过脱硫、脱芳研制了环保基液 BIO–OIL,其与3#白油相比,正构烷烃碳原子主要分布在12~15,碳链较短,碳原子数分布范围窄,较短的碳链和较窄的碳原子数分布可使BIO−OIL基液的黏度较低,且黏度受温度影响小,因此用BIO−OIL基液配制合成基钻井液的表观黏度低、性能稳定,可应用于深水钻井。罗健生等人[16]以气制油为基液配制了合成基钻井液,塑性黏度低,ECD也比油基钻井液低,渤海油田应用该钻井液后平均机械钻速较常规油基钻井液提高了30%,印度尼西亚某油田应用后获得了更高的机械钻速;同样以气制油为基液,研发了适用于深水钻井的FLAT−PRO合成基钻井液,其具有流变性好、动切力与六速旋转黏度计ϕ6读数受温度及压力影响小、ECD变化很小、抗污染能力强、沉降稳定性好等特点,南海应用其成功钻了多口井。周定照等人[17]为解决深水钻探作业中浅层欠压实、孔隙压力和破裂压力窗口窄、漏失频发和ECD不易控制等问题,研究了深水合成基钻井液流变性稳定剂,并在此基础上构建了恒流变合成基钻井液。
尽管上述处理剂及合成基钻井液均取得了一定成效,但并未完全解决深井、超深井、超深大位移井钻井过程中遇到的井眼清洁、井壁稳定、压力窗口窄等技术难点。因此,笔者团队从稳定钻井液流变性能、提高携岩能力、强化井壁稳定性、降低ECD等方面优化了BIODRILL S合成基钻井液的配方,结合现场配套技术、现场钻井液维护要点,形成了南海东部恩平21−4油田超深大位移井钻井液技术,并在该油田2口井进行了试验,证明了其有效性。
1. BIODRILL S合成基钻井液配方优化
1.1 合成基液优选
超深大位移井要求钻井液具有稳定的流变特性,而基液是最主要的影响因素。测试了常用的几种基液(BIO−OIL、5#白油、3#白油[15])的性能指标,结果见表1。
表 1 几种不同基液的性能指标Table 1. Performance indicators of different base fluids基液 运动黏度
(40 ℃)/(mPa·s)密度(20 ℃)/
(kg·L−1)闪点
(开口)/℃芳烃含量,% BIO−OIL 2.40 0.780 93 0.050 5#白油 3.94 0.819 130 0.170 3#白油 3.38 0.810 124 0.152 从表1可以看出,BIO−OIL基液具有较低的运动黏度,几乎不含芳烃,基液的黏度低有利于降低钻井液的黏度,更适合作为合成基钻井液的基液。
采用气相色谱法对比分析了上述3种基液的碳数分布,结果如图1所示。从图1可以看出,BIO−OIL基液碳链集中分布在C12—C16之间,与白油相比较,BIO−OIL基液碳链短,碳原子数分布范围窄,碳链较短和碳原子数分布较窄使其黏度较低,其黏度受温度的影响小[11–12]。因此,选用BIO−OIL基液。
1.2 乳化剂加量优化
乳化剂是油基、合成基钻井液的关键组成部分,通过降低油水界面的表面张力使油和水混合形成稳定的乳液。BIODRILL S合成基钻井液主乳化剂PF−FSEMUL的HLB值较小,亲油性很强;辅乳化剂PF−FSCOAT的HLB值在7~9,亲油性较弱;润湿剂PF−FSWET的HLB值在5~7,亲油性中等[11]。主、副乳化剂和润湿剂的基本性能见表2。
表 2 主、副乳化剂和润湿剂的基本性能Table 2. Basic properties of principal and auxiliary emulsifiers and wetting agents名称 密度(常温)/(kg·L−1) 乳化率,% HLB值 PF−FSEMUL 0.91 95 1~4 PF−FSCOAT 0.95 7~9 PF−FSWET 1.05 90 5~7 由表2可知,使用该主、辅乳化剂和润湿剂,可以构建乳化稳定性很强的油包水钻井液。
在此基础上,测试主、辅乳化剂加量对钻井液乳化性能的影响,测试步骤为:1)在320 mL BIO−OIL基液中加入不同量主乳化剂PF−FSEMUL和辅乳化剂PF−FSCOAT,加入1.5%润湿剂PF−FSWET,高速搅拌15 min;2)加入2.0%有机土PF−MOGEL,高速搅拌15 min;3)加入80 mL 25.0%CaCl2溶液,高速搅拌30 min;4)加入2.5%pH值调节剂PF−MOALK,高速搅拌15 min;5)测定不同乳化剂和润滑剂配比下的破乳电压,结果见表3。
表 3 不同乳化剂和润滑剂配比下的破乳电压Table 3. Demulsification voltage under different emulsifier-to-lubricant ratios加量,% 破乳电压/V 主乳化剂 辅乳化剂 润湿剂 1.0 1.0 1.5 520 1.0 1.5 1.5 550 1.5 1.0 1.5 458 1.5 1.5 1.5 468 1.5 2.0 1.5 495 从表3可以看出,主、辅乳化剂的配比在1.0~1.5、总量控制在2.0%~2.5%时,钻井液的乳化性能较好。
1.3 降滤失剂优选
油基钻井液中起降滤失作用的主要组分为微细固体颗粒、乳化液滴和亲油胶体。亲油胶体物质具有极强的造壁性,在井壁上吸附和沉淀可形成几乎不具渗透性的滤饼。合成基钻井液用降滤失剂需为油分散型或油溶型,并能通过增黏或成膜减少滤液侵入。BIODRILL S合成基钻井液选用易油分散的改性腐植酸PF−MOHFR作为降滤失剂。
1)配制基浆。根据上述测试结果,确定合成基钻井液基浆配方为BIO−OIL基液+25.0%CaCl2溶液(BIO−OIL基液与25.0%CaCl2溶液的体积比为8∶2)+1.0%主乳化剂PF−FSEMUL+1.2%辅乳化剂PF−FSCOAT+1.5%润湿剂PF−FSWET+2.0%有机土PF−MOGEL+2.5%pH值调节剂PF−MOALK。
2)降滤失剂PF−MOHFR加量优化。在合成基钻井液基浆中分别加入1.5%,2.0%,2.5%和3.0% PF−MOHFR,在温度120 ℃下老化16 h后,测得该基浆的高温高压滤失量和破乳电压,结果见表4。
表 4 不同加量PF−MOHFR对基浆滤失量和破乳电压的影响Table 4. Effects of different dosages of PF-MOHFR on filtration loss and demulsification voltage of base mud加量,% 表观黏度/
(mPa·s)塑性黏度/
(mPa·s)高温高压
滤失量/mL破乳电压/V 0 7.5 7 8.4 465 1.5 9.0 8 6.4 525 2.0 9.5 8 4.4 535 2.5 8.5 7 4.2 636 3.0 9.0 7 4.0 658 从表4可以看出:向基浆中添加不同量PF−MOHFR在120 ℃下老化16 h后,基浆的表观黏度、塑性黏度和破乳电压均有所升高;随着PF−MOHFR加量增大,表观黏度和塑性黏度整体变化不大,表明PF−MOHFR与基浆的配伍性较好,并且有助于提高基浆的稳定性。此外,从表4还可看出:随着PF−MOHFR加量逐渐增大,基浆的高温高压滤失量呈明显降低趋势;当其加量增至2.0%时,基浆的高温高压滤失量由8.4 mL降至4.4 mL;随着PF−MOHFR加量进一步增大,基浆高温高压滤失量的降低幅度有所减小。根据流变性能、降滤失性能和破乳电压,确定PF−MOHFR的最优加量为2.0%。
1.4 流性调节剂和润滑剂优选
将PF−HIVIS、PF−HIRHEO-A和PF−FSVIS等[18]3种流性调节剂加入合成基钻井液基浆中,测试其流变性,结果见表5。
表 5 加入不同流性调节剂的合成基钻井液基浆流变性Table 5. Rheological property of synthetic base drilling fluid base mud adding different flow regulators钻井液体系 试验条件 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa ϕ6读数 破乳电压/V 沉降因子 基浆+
1.0%PF−HIVIS老化前 21.5 13 8.5 10 637 老化后 19.0 12 7.0 7 728 0.529 基浆+
1.0%PF−HIRHEO-A老化前 24.5 14 10.5 14 888 老化后 21.5 13 8.5 11 1163 0.522 基浆+
1.0%PF−FSVIS老化前 28.5 12 16.5 15 1210 老化后 23.5 13 10.5 13 1420 0.517 注:钻井液密度为1.25 kg/L。 从表5可以看出,在温度120 ℃下静止老化96 h后,PF−FSVIS与合成基钻井液基浆的配伍性较好,老化前后流变性能更稳定,重晶石沉降稳定性也较好。因此,优选PF−FSVIS作为BIODRILL S合成基钻井液的流性调节剂。
合成基钻井液基浆中加入TCM、CX−300、PF−LUBE OB等3种润滑剂,利用极压润滑仪测其扭矩降低率和磨斑直径降低率,结果见图2、图3。
从图2、图3可以看出,合成基钻井液基浆加入PF−LUBE OB老化前后的扭矩降低率和磨斑直径降低率高于加入TCM、CX−300,并且老化后的润滑效果更佳。因此,优选PF−LUBE OB作为BIODRILL S合成基钻井液的润滑剂。
1.5 BIODRILL S合成基钻井液构建
根据恩平21−4油田超深大位移井钻井对合成基钻井液的性能需求,以保持稳定的低黏高切流变性能及降低滤失量、增强滤饼质量、提高井壁承压能力为核心,达到提高钻井液携岩和封堵承压性能、提高井眼清洁程度和井壁稳定性的目的。基于上述优选优化试验,确定BIODRILL S合成基钻井液配方为BIO−OIL基液+25.0%CaCl2溶液(BIO−OIL基液与25.0%CaCl2溶液的体积比为8∶2)+1.0%主乳化剂PF−FSEMUL+1.2%辅乳化剂PF−FSCOAT+1.5%润湿剂PF−FSWET+2.0%有机土PF−MOGEL+2.5%pH值调节剂PF−MOALK+2.0%降滤失剂PF−MOHFR+2.0%复合封堵剂PF−MOSHIELD+2.0%超细碳酸钙PF−EZCARB+1.5%流性调节剂PF−FSVIS。
2. BIODRILL S合成基钻井液性能评价
通过实验室试验,对BIODRILL S合成基钻井液综合性能进行了评价,主要评价了常规性能(流变性、乳化稳定性、滤失性)、润滑性、抑制性、抗污染性,并与常用的油基钻井液进行了对比。对比的油基钻井液配方为白油+25.0%CaCl2溶液(白油与25.0%CaCl2溶液的体积比为8∶2)+3.0%主乳化剂PF−MOEMUL+2.0%辅乳化剂PF−MOCOAT+2.0%有机土PF−MOGEL+2.5%pH值调节剂PF−MOALK+2.0%降滤失剂PF−MOHFR+3.0%氧化沥青PF−MOLSF+1.5%提黏剂PF−HIVIS+重晶石粉,加重至1.25 kg/L。
2.1 常规性能评价
将BIODRILL S合成基钻井液和与之对比的油基钻井液分别在温度120 ℃下滚动老化16 h,测定老化前后的常规性能,结果见表6。从表6可以看出,2种钻井液老化前后的流变性和破乳电压均比较稳定,相比较而言,BIODRILL S合成基钻井液的黏度更低,动切力、低剪切速率更高,高温高压滤失量较低,说明BIODRILL S合成基钻井液的性能更符合超深大位移井钻井要求。
表 6 合成基钻井液和油基钻井液的常规性能Table 6. Conventional properties of synthetic base drilling fluid and oil based drilling fluid钻井液类型 试验条件 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa ϕ6读数 破乳电压/V 高温高压滤失量/mL 1# 老化前 35.0 21 14.0 21 925 老化后 27.0 17 10.0 12 1127 2.4 2# 老化前 27.5 18 9.5 15 963 老化后 29.0 20 9.0 10 1051 2.8 注:1#为BIODRILL S合成基钻井液,2#为油基钻井液,密度均为1.25 kg/L。 2.2 流变性评价
将BIODRILL S合成基钻井液在120 ℃下滚动老化16 h,待测样品置于带加热套的六速旋转黏度计上测定其在温度25,45和65 ℃下老化前后的流变性和破乳电压,结果见表7。从表7可以看出,该钻井液的塑性黏度、动切力、静切力、ϕ6读数等流变参数随温度的变化较小,破乳电压较稳定,满足超深大位移井对钻井液流变性的要求。
表 7 不同温度下BIODRILL S合成基钻井液的流变性能Table 7. Rheological properties of BIODRILLS synthetic base drilling fluid at different temperatures试验条件 温度/℃ 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 静切力/Pa ϕ6读数 破乳电压/V 初切 终切 老化前 25 41.0 25 16.0 12 17 21 1 355 45 36.0 22 14.0 12 15 20 1 395 65 30.5 17 13.5 9 13 17 1 170 老化后 25 35.5 28 7.5 7 12 14 993 45 32.0 24 8.0 6 11 13 1 104 65 27.0 17 10.0 6 11 12 1 127 注:钻井液密度为1.25 kg/L。 2.3 抑制性评价
通过测定恩平21−4油田韩江组4~10目泥岩岩屑在BIODRILL S合成基钻井液与其他几种钻井液的一次、二次滚动回收率,结果见表8。从表8可看出,岩屑在油基钻井液和BIODRILL S合成基钻井液中的一次、二次滚动回收率均在95%以上,在BIODRILL S合成基钻井液中的回收率略高,说明BIODRILL S合成基钻井液具有更加优异的抑制性能。
表 8 BIODRILL S合成基钻井液与其他钻井液的岩屑回收率Table 8. Cuttings recovery of BIODRILLS synthetic base drilling fluid and other drilling fluids钻井液 一次回收率,% 二次回收率,% 清水 36.2 19.4 KCl聚合物钻井液 86.7 82.2 油基钻井液 97.6 95.4 BIODRILL S合成基钻井液 98.6 97.1 注:钻井液密度为1.25 kg/L。 2.4 润滑性评价
采用Fann21200极压润滑仪和NZ−3A滤饼黏滞系数仪测定BIODRILL S合成基钻井液、油基钻井液和KCl聚合物钻井液在温度120 ℃下滚动老化16 h后的极压润滑系数和滤饼黏附系数,结果见表9。
表 9 BIODRILL S合成基钻井液与其他钻井液的润滑性Table 9. Lubrication performance of BIODRILLS synthetic base drilling fluid and other drilling fluids钻井液体系 极压润滑系数 滤饼黏附系数 KCl聚合物钻井液 0.13~0.17 0.149 油基钻井液 0.06~0.08 0.058 BIODRILL S合成基钻井液 0.03~0.06 0.052 注:钻井液密度为1.25 kg/L。 从表9可以看出,BIODRILL S合成基钻井液与其他钻井液相比具有优良的润滑性能,有助于降低摩阻、减小钻具的磨损、延长钻头使用寿命、提高钻速,特别适用于深井、超深井、水平井及大位移井。
2.5 抗污染性能评价
在BIODRILL S合成基钻井液中加入不同量海水或钻屑粉(过120目筛),在120 ℃下滚动老化16 h,测试其在65 ℃下的流变性和破乳电压,结果见表10。从表10可以看出,BIODRILL S合成基钻井液加入15%海水或15%钻屑后,其流变性受污染物的影响不大,破乳电压较稳定说明该合成基钻井液抗钻屑和海水污染的能力较强。
表 10 BIODRILL S合成基钻井液抗污染性能评价结果Table 10. Evaluation results of pollution resistance of BIODRILLS synthetic base drilling fluid污染物 加量,% 表观黏度/
(mPa·s)塑性黏度/
(mPa·s)动切力/
Paϕ6
读数破乳
电压/V27 17 10 12 1 127 海水 5 28 18 10 12 1 146 10 34 20 14 14 994 15 38 22 16 16 887 钻屑 5 29 18 11 12 1 015 10 33 19 13 14 1 165 15 35 20 15 15 1 080 注:钻井液密度为1.25 kg/L。 2.6 封堵性能评价
使用PPT封堵评价仪评价了BIODRILL S合成基钻井液的封堵性能(砂盘渗透率为770 mD,老化条件为在温度120 ℃下滚动16 h),结果见表11。
表 11 BIODRILL S合成基钻井液封堵性能评价结果Table 11. Evaluation results of plugging performance of BIODRILLS synthetic base drilling fluid钻井液体系 瞬时滤失量/mL PPT滤失量/mL 基液 0.8 4.8 基液+2.0%PF−MOSHIELD 0.2 0.8 注:基液为未加入复合封堵剂的BIODRILL S合成基钻井液,密度为1.25 kg/L。 从表11可以看出,在基液中加入2.0%复合封堵剂PF−MOSHIELD,老化16 h后瞬时滤失量和PPT滤失量均较低,说明该钻井液对地层孔隙和裂缝能起到较好的封堵作用,具有较强的封堵能力,能够提高井壁稳定性。
3. 现场试验
截至目前,BIODRILL S合成基钻井液在恩平21−4油田A1H井、EP−X井进行了试验。A1H井完钻井深9 508 m,垂深1 962 m,水平位移8 689 m,水垂比达4.43;EP−X井完钻井深8 601 m,垂深1 953 m,水平位移7 776 m,水垂比达3.98。从2口井的井深、垂深、水平位移、水垂比看,均属于典型的浅层超深大位移井。A1H井一开使用海水,采用ϕ609.6 mm钻头钻至井深807 m,ϕ508.0 mm套管下至井深807 m;二开使用PDF−PLUS/KCl钻井液,采用ϕ444.5 mm钻头钻至井深3 007 m,ϕ339.7 mm套管下至井深3 004 m;三开使用BIODRILL S合成基钻井液,采用ϕ311.1 mm钻头钻至井深8 131.40 m,ϕ244.5 mm套管下至井深8 125 m;四开使用BIODRILL S合成基钻井液,采用ϕ215.9 mm钻头钻至井深9 508 m完钻。EP−X井三开使用BIODRILL S合成基钻井液,采用ϕ311.1 mm钻头钻至井深7 617 m,ϕ244.5 mm套管下至井深7 609 m;四开使用BIODRILL S合成基钻井液,ϕ215.9 mm钻头钻至井深8 601 m完钻。
3.1 现场钻井液关键技术
1)井漏预防技术。根据地质资料预测,并结合邻井资料分析,A1H井和EP−X井三开ϕ311.1 mm井段钻遇的韩江组岩性以浅灰色含砾粗砂岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩为主,泥质粉砂岩与泥岩呈不等厚互层,浅部成岩性差、砂岩胶结疏松,承压能力弱[19–20]。邻井垂深910 m处,地层漏失当量钻井液密度为1.43 kg/L,钻井安全密度窗口窄,地层漏失风险大;控制ECD、预防井漏是2口井的作业关键点。因此,通过控制BIODRILL S合成基钻井液的黏度,维持高的低剪切速率,在满足携岩要求的前提下,获得低的ECD,以预防井漏。
2)井壁强化技术。韩江组上部泥岩较软,泥岩吸水后易发生水化膨胀,下部泥岩压力异常升高,且三开井段钻井周期较长,易发生井壁失稳问题。BIODILL S合成基钻井液能够确保滤液为油相,滤液不会使与其接触的泥岩发生水化膨胀,更不会因泥岩水化作用产生井眼缩径或井塌等复杂问题,为长周期钻井作业提供安全保障;通过加强封堵能力,提高井壁稳定性。
3.2 现场钻井液维护要点
以A1H井为例,配制完成BIODRILL S合成基钻井液后,检测其性能是否符合要求。开始钻进三开ϕ311.1 mm井段时,钻井液密度调整至1.15 kg/L。开始钻进四开ϕ215.9 mm井段时,将钻井液密度调整至1.10 kg/L。钻进过程中,使用PF−FSVIS调整钻井液的流变性,漏斗黏度维持在50~70 s,动切力维持在8~12 Pa,ϕ6和ϕ3的读数分别维持在9~15和8~12,以提高携岩能力;监测破乳电压,适当补充乳化剂及润湿剂,维持破乳电压大于400 V;加入2.0%PF−MOHFR,控制钻井液滤失量;加入PF−MOSHIELD、PF−RG和PF−EZCARB,改善滤饼质量,强化井壁稳定性,提高地层承压能力,预防漏失。使用PF−MOALK调整钻井液的pH值,使其在1.5~2.5;钻进过程中,油水比维持在75∶25~82∶18,并维持水相中CaCl2的质量分数在25%左右,以提高润滑性,降低摩阻扭矩。三开中完及完钻后,倒划眼短起,并循环清洁井眼,以保证套管和完井管柱顺利下入。
3.3 现场钻井液性能
A1H井三开ϕ311.1 mm井段和四开ϕ215.9 mm井段的钻井液性能如表12和表13所示,该井2井段的钻井液密度与ECD如图4和图5所示。A1H井和EP−X井ϕ311.1 mm井段的钻进扭矩如图6所示。从钻进过程中钻井液的性能和扭矩可以看出,BIODRILL S合成基钻井液的流变性稳定,封堵能力强,高温高压滤失量低,黏度和ECD较低,ϕ6和ϕ3的读数较高,润滑性能优异,钻井扭矩小。
表 12 A1H井ϕ311.1 mm井段钻井液性能Table 12. Performance of drilling fluid for ϕ311.1 mm well section in Well A1H井深/m 密度/
(kg·L−1)漏斗黏度/s ϕ6/ϕ3读数 表观黏度/
(mPa·s)塑性黏度/
(mPa·s)动切力/Pa 静切力/Pa 破乳电压/V 油水比 高温高压
滤失量/mL初切 终切 3193 1.15 62 9/8 38.0 30.0 8.0 6.0 9.0 575 75/25 2.8 3960 1.16 60 10/8 38.5 31.0 7.5 7.5 9.0 600 75/25 2.4 4507 1.20 63 11/9 42.0 35.0 7.0 9.0 12.0 721 77/23 2.4 5730 1.24 58 13/12 38.5 29.0 9.5 10.0 14.0 1 050 79/21 2.4 6950 1.25 60 13/12 38.0 29.0 9.0 10.0 14.0 1 000 81/19 2.8 7659 1.25 64 14/13 45.0 34.0 11.0 9.0 12.0 1 038 81/19 2.6 8131 1.25 65 14/13 44.5 34.0 10.5 9.0 14.0 1 030 82/18 2.6 表 13 A1H井ϕ215.9 mm井段钻井液性能Table 13. Performance of drilling fluid for ϕ215.9 mm well section in Well A1H井深/m 密度/
(kg·L−1)漏斗黏度/s ϕ6/ϕ3读数 表观黏度/
(mPa·s)塑性黏度/
(mPa·s)动切力/
Pa静切力/Pa 破乳电压/
V油水比 高温高压滤失量/mL 初切 终切 8189 1.10 57 9/8 23.0 16.0 7.0 5 9 415 80/20 3.0 8485 1.10 53 10/9 24.5 17.0 7.5 6 10 410 80/20 3.0 8723 1.10 54 9/8 25.5 18.0 7.5 5 9 415 80/20 2.8 9011 1.10 55 9/8 27.0 20.0 7.0 6 10 420 80/20 2.8 9229 1.10 56 9/8 27.5 20.0 7.5 5 9 450 80/20 2.8 9508 1.10 57 9/8 30.0 21.0 9.0 6 10 450 80/20 2.8 3.4 应用效果
BIODRILL S合成基钻井液在A1H井、EP−X井应用过程中,其流变性稳定、黏度低、低剪切速率高,具有良好的携岩能力,且ECD较低;封堵能力强,长周期钻进过程中井壁稳定性好,未出现井壁失稳问题;润滑性好,ϕ311.1 mm井段裸眼摩阻系数为0.17~0.21,钻进过程中最高扭矩51 kN·m,比设计扭矩低20%,ϕ244.5 mm套管顺利下至井深8 125 m,裸眼段套管下入摩阻系数为0.40~0.45,最大摩阻系数比设计摩阻系数低10%,作业顺利。A1H井应用BIODRILL S合成基钻井液,创造了我国海上完钻井深最深和水平段长度最长的纪录。
4. 结论与建议
1)恩平21−4油田浅部地层砂岩胶结疏松,承压能力弱;泥岩段存在异常,存在井壁失稳风险,且浅层超深大位移井水垂比高、延伸段长、摩阻扭矩大,需要优化提高钻井液抑制性、封堵性和润滑性。
2)通过室内试验,优选了基液、乳化剂、降滤失剂、封堵剂及其他处理剂,并优化了加量,构建了BIODRILL S合成基钻井液。该钻井液性能稳定,封堵能力强,高温高压滤失量2.2 mL;黏度低,有利于控制ECD;抑制性、抗污染能力、润滑性能优异,滚动回收率大于95%,抗海水、抗岩屑污染均达15%,极压润滑系数0.03~0.06。
3)BIODRILL S合成基钻井液在海上超深大位移井首次应用,各项性能均表现良好,解决了超深大位移井钻井中的井眼难以清洁、井壁失稳较为严重、压力窗口窄和摩阻高等问题。
4)以BIODRILL S合成基钻井液为核心的恩平21−4油田超深大位移井钻井液技术,解决了该油田该类井的钻井技术难点,为该海域万米级大位移井的钻井提供了技术手段,建议推广应用。
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表 1 几种不同基液的性能指标
Table 1 Performance indicators of different base fluids
基液 运动黏度
(40 ℃)/(mPa·s)密度(20 ℃)/
(kg·L−1)闪点
(开口)/℃芳烃含量,% BIO−OIL 2.40 0.780 93 0.050 5#白油 3.94 0.819 130 0.170 3#白油 3.38 0.810 124 0.152 表 2 主、副乳化剂和润湿剂的基本性能
Table 2 Basic properties of principal and auxiliary emulsifiers and wetting agents
名称 密度(常温)/(kg·L−1) 乳化率,% HLB值 PF−FSEMUL 0.91 95 1~4 PF−FSCOAT 0.95 7~9 PF−FSWET 1.05 90 5~7 表 3 不同乳化剂和润滑剂配比下的破乳电压
Table 3 Demulsification voltage under different emulsifier-to-lubricant ratios
加量,% 破乳电压/V 主乳化剂 辅乳化剂 润湿剂 1.0 1.0 1.5 520 1.0 1.5 1.5 550 1.5 1.0 1.5 458 1.5 1.5 1.5 468 1.5 2.0 1.5 495 表 4 不同加量PF−MOHFR对基浆滤失量和破乳电压的影响
Table 4 Effects of different dosages of PF-MOHFR on filtration loss and demulsification voltage of base mud
加量,% 表观黏度/
(mPa·s)塑性黏度/
(mPa·s)高温高压
滤失量/mL破乳电压/V 0 7.5 7 8.4 465 1.5 9.0 8 6.4 525 2.0 9.5 8 4.4 535 2.5 8.5 7 4.2 636 3.0 9.0 7 4.0 658 表 5 加入不同流性调节剂的合成基钻井液基浆流变性
Table 5 Rheological property of synthetic base drilling fluid base mud adding different flow regulators
钻井液体系 试验条件 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa ϕ6读数 破乳电压/V 沉降因子 基浆+
1.0%PF−HIVIS老化前 21.5 13 8.5 10 637 老化后 19.0 12 7.0 7 728 0.529 基浆+
1.0%PF−HIRHEO-A老化前 24.5 14 10.5 14 888 老化后 21.5 13 8.5 11 1163 0.522 基浆+
1.0%PF−FSVIS老化前 28.5 12 16.5 15 1210 老化后 23.5 13 10.5 13 1420 0.517 注:钻井液密度为1.25 kg/L。 表 6 合成基钻井液和油基钻井液的常规性能
Table 6 Conventional properties of synthetic base drilling fluid and oil based drilling fluid
钻井液类型 试验条件 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa ϕ6读数 破乳电压/V 高温高压滤失量/mL 1# 老化前 35.0 21 14.0 21 925 老化后 27.0 17 10.0 12 1127 2.4 2# 老化前 27.5 18 9.5 15 963 老化后 29.0 20 9.0 10 1051 2.8 注:1#为BIODRILL S合成基钻井液,2#为油基钻井液,密度均为1.25 kg/L。 表 7 不同温度下BIODRILL S合成基钻井液的流变性能
Table 7 Rheological properties of BIODRILLS synthetic base drilling fluid at different temperatures
试验条件 温度/℃ 表观黏度/(mPa·s) 塑性黏度/(mPa·s) 动切力/Pa 静切力/Pa ϕ6读数 破乳电压/V 初切 终切 老化前 25 41.0 25 16.0 12 17 21 1 355 45 36.0 22 14.0 12 15 20 1 395 65 30.5 17 13.5 9 13 17 1 170 老化后 25 35.5 28 7.5 7 12 14 993 45 32.0 24 8.0 6 11 13 1 104 65 27.0 17 10.0 6 11 12 1 127 注:钻井液密度为1.25 kg/L。 表 8 BIODRILL S合成基钻井液与其他钻井液的岩屑回收率
Table 8 Cuttings recovery of BIODRILLS synthetic base drilling fluid and other drilling fluids
钻井液 一次回收率,% 二次回收率,% 清水 36.2 19.4 KCl聚合物钻井液 86.7 82.2 油基钻井液 97.6 95.4 BIODRILL S合成基钻井液 98.6 97.1 注:钻井液密度为1.25 kg/L。 表 9 BIODRILL S合成基钻井液与其他钻井液的润滑性
Table 9 Lubrication performance of BIODRILLS synthetic base drilling fluid and other drilling fluids
钻井液体系 极压润滑系数 滤饼黏附系数 KCl聚合物钻井液 0.13~0.17 0.149 油基钻井液 0.06~0.08 0.058 BIODRILL S合成基钻井液 0.03~0.06 0.052 注:钻井液密度为1.25 kg/L。 表 10 BIODRILL S合成基钻井液抗污染性能评价结果
Table 10 Evaluation results of pollution resistance of BIODRILLS synthetic base drilling fluid
污染物 加量,% 表观黏度/
(mPa·s)塑性黏度/
(mPa·s)动切力/
Paϕ6
读数破乳
电压/V27 17 10 12 1 127 海水 5 28 18 10 12 1 146 10 34 20 14 14 994 15 38 22 16 16 887 钻屑 5 29 18 11 12 1 015 10 33 19 13 14 1 165 15 35 20 15 15 1 080 注:钻井液密度为1.25 kg/L。 表 11 BIODRILL S合成基钻井液封堵性能评价结果
Table 11 Evaluation results of plugging performance of BIODRILLS synthetic base drilling fluid
钻井液体系 瞬时滤失量/mL PPT滤失量/mL 基液 0.8 4.8 基液+2.0%PF−MOSHIELD 0.2 0.8 注:基液为未加入复合封堵剂的BIODRILL S合成基钻井液,密度为1.25 kg/L。 表 12 A1H井ϕ311.1 mm井段钻井液性能
Table 12 Performance of drilling fluid for ϕ311.1 mm well section in Well A1H
井深/m 密度/
(kg·L−1)漏斗黏度/s ϕ6/ϕ3读数 表观黏度/
(mPa·s)塑性黏度/
(mPa·s)动切力/Pa 静切力/Pa 破乳电压/V 油水比 高温高压
滤失量/mL初切 终切 3193 1.15 62 9/8 38.0 30.0 8.0 6.0 9.0 575 75/25 2.8 3960 1.16 60 10/8 38.5 31.0 7.5 7.5 9.0 600 75/25 2.4 4507 1.20 63 11/9 42.0 35.0 7.0 9.0 12.0 721 77/23 2.4 5730 1.24 58 13/12 38.5 29.0 9.5 10.0 14.0 1 050 79/21 2.4 6950 1.25 60 13/12 38.0 29.0 9.0 10.0 14.0 1 000 81/19 2.8 7659 1.25 64 14/13 45.0 34.0 11.0 9.0 12.0 1 038 81/19 2.6 8131 1.25 65 14/13 44.5 34.0 10.5 9.0 14.0 1 030 82/18 2.6 表 13 A1H井ϕ215.9 mm井段钻井液性能
Table 13 Performance of drilling fluid for ϕ215.9 mm well section in Well A1H
井深/m 密度/
(kg·L−1)漏斗黏度/s ϕ6/ϕ3读数 表观黏度/
(mPa·s)塑性黏度/
(mPa·s)动切力/
Pa静切力/Pa 破乳电压/
V油水比 高温高压滤失量/mL 初切 终切 8189 1.10 57 9/8 23.0 16.0 7.0 5 9 415 80/20 3.0 8485 1.10 53 10/9 24.5 17.0 7.5 6 10 410 80/20 3.0 8723 1.10 54 9/8 25.5 18.0 7.5 5 9 415 80/20 2.8 9011 1.10 55 9/8 27.0 20.0 7.0 6 10 420 80/20 2.8 9229 1.10 56 9/8 27.5 20.0 7.5 5 9 450 80/20 2.8 9508 1.10 57 9/8 30.0 21.0 9.0 6 10 450 80/20 2.8 -
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