深井抗高温泡沫钻井液技术研究与现场试验
明玉广, 蓝强, 李卉, 刘振东, 卜凡康     
中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院, 山东东营 257000
摘要: 常规泡沫钻井液在深部地层高温条件下存在稳定性差、抗压能力弱以及携岩能力差等问题,同时在钻遇油层时容易消泡,为解决该问题,研究了深井抗高温泡沫钻井液。通过研制关键处理剂FPTO-1(发泡剂)、WPTO-1(稳泡剂)和YZTO-1(页岩抑制剂),并对其加量进行优选,形成了6组深井抗高温泡沫钻井液配方;通过室内性能试验,从抗高温、抗原油污染、抑制性和抗高压性能方面综合评价,优选了钻井液配方。室内试验表明,深井抗高温泡沫钻井液可抗温150℃、抗油30%、抗压28 MPa。该钻井液在哈深2井三开3 837.00~5 173.50 m井段进行了现场试验,结果显示,在温度达到137℃时该钻井液性能依然稳定,并具有良好的携岩能力。研究结果表明,深井抗高温泡沫钻井液突破了常规泡沫钻井液应用井深的极限,且综合性能优良,具有现场应用价值。
关键词: 泡沫钻井液     抗高温     抗高压     抗原油污染     深井     现场试验    
Research and Field Testing of High Temperature Resistant Foam Drilling Fluid in Deep Wells
MING Yuguang, LAN Qiang, LI Hui, LIU Zhendong, BU Fankang     
Drilling Technology Research Institute, Sinopec Shengli Oilfield Service Corporation, Dongying, Shandong, 257000, China
Abstract: In order to solve the problems of poor stability, weak compressive strength, poor cuttings carrying capacity and defoaming when drilling in oil reservoirs when using conventional foam drilling fluids under high temperature in deep zones, research was conducted on high temperature resistant foam drilling fluid for deep wells.Six groups of preliminary formulas of high temperature resistant foam drilling fluids for deep well were formulated through the research and development of key treatment agents, including FPTO-1(foaming agent), WPTO-1(foam stabilizer)and YZTO-1(shale inhibitor), as well as the optimization of their dosages.After evaluating laboratory performance, the drilling fluid formula was optimized by comprehensive evaluation of its temperature resistance, oil resistance, inhibition and compression resistance.In these cases, they had a the temperature resistance of 150℃, oil resistance 30% and compression resistance 28 MPa.The drilling fluid was tested in the depth from 3 837.00 m to 5 173.50 m of Well Hashen 2, and the test showed that high temperature resistant foam drilling fluid could maintain stable performance and good cuttings carrying capacity at temperature of 137℃.The research results indicated that this high temperature resistant foam drilling fluid broke through the depth limit restricting conventional foam drilling fluids, with excellent comprehensive performance and application prospects.
Key words: foam drilling fluid     high temperature resistance     high pressure resistance     crude oil contamination resistance     deep well     field test    

石油勘探开发过程中,在钻探低压、低渗、易漏失以及超深、高温和地质条件复杂油气层时,采用常规水基钻井液,往往会发生井漏、卡钻、污染油气层等问题[1-3]。于是,国内外许多油气田在钻进该类型地层时应用了泡沫钻井液,取得了一定的效果[3-11]。但是应用发现,常规泡沫钻井液在深部地层高温环境下存在稳定性差、抗压能力弱以及携岩能力差等问题,而且在钻遇油层时容易消泡。为了解决该问题,在分析抗高温、抗高压、抗原油污染和抑制机理的同时,基于已有研究成果复配优选了关键处理剂,得到了发泡剂FPTO-1、稳泡剂WPTO-1和抑制剂YZTO-1,初步形成了深井泡沫钻井液的基本配方,然后通过钻井液性能室内评价试验,从抗高温、抗高压、抗原油污染和抑制性能等方面综合考虑,优选了钻井液配方,并在哈深2井深部井段进行了现场试验,结果发现,其在深部高温、高压井段具有优良的稳定性和携岩能力,且具有一定的提速效果,为该地区的气体泡沫钻井提供了技术保障。

1 深井抗高温泡沫钻井液关键处理剂的研制

泡沫流体由气体和泡沫剂、稳泡剂、抑制剂等辅助处理剂组成。由于多数处理剂加入泡沫流体后会影响泡沫剂的发泡性能,为了使泡沫钻井液的性能满足钻井要求,应保证其具有良好的抑制防塌和抗污染等能力。因此,研制出优质泡沫剂以及抑制性、稳定性好且与泡沫剂配伍的处理剂是配制该类钻井液的关键。

1.1 发泡剂

发泡能力指表面活性剂形成泡沫的难易程度和生成泡沫量的多少,是衡量泡沫体系最重要的指标之一。发泡剂发泡能力的测定和评价已有国际标准,其中Ross-Miles法是目前国际通用的方法。该方法所用仪器称为Ross-Miles仪或罗氏泡沫仪,可用于非离子型、阳离子型、阴离子型和两性离子型等4种类型发泡剂发泡能力的测定和评价。因此,笔者选用Ross-Miles法来分析评价发泡剂的发泡能力。室内研究发现,有一种阳离子型发泡剂形成的双层吸附膜之间有排斥力,可阻碍液膜变薄,使水不易排出,从而延长泡沫的寿命;还有一种阴离子处理剂,可以通过楔入的方式增强泡沫液膜的强度。基于此,笔者将该阳离子发泡剂与该阴离子处理剂按一定比例进行复配,形成了抗温抗油发泡剂FPTO-1。分析认为,因FPTO-1分子中亲水基和亲油基之间有一具有一定极性的亲水基团,其溶解性、分散性、耐温性、起泡能力及抗硬水性能都比较好,生物降解能力也比较强。为了评价FPTO-1的性能,在加量均为0.8%的条件下,对其与3种常用发泡剂进行了对比试验,结果如图 1所示。

图 1 FPTO-1与3种常用发泡剂的性能对比 Fig.1 Performance comparison of FPTO-1 with three kinds of commonly used foaming agents

图 1可知:4种发泡剂的发泡体积维持一段时间后便开始减小,稳定性变差;FPTO-1的发泡量较多,泡沫可维持时间较长(可达60~80 min)。相比较而言,FPTO-1具有更好的发泡能力。

进一步试验研究发现,随着FPTO-1加量增大,发泡体积增大;当FPTO-1加量达到1.5%时,发泡体积变化趋于平缓,此时半衰期也达到最大。因此,其加量宜选择在1.50%以内。

1.2 稳泡剂

按照作用机理的不同,稳泡剂可分为2类:1)利用表面活性剂的协同作用,即在发泡剂中添加多种活性物质,如月桂醇、三乙醇胺、月桂酰二乙醇胺等,增加表面吸附分子间的相互作用,使表面吸附膜强度增大,延长泡沫寿命;2)添加增稠剂,能够提高液相黏度、降低液相流动性、减缓泡沫排液速度,如高黏聚阴离子纤维素等。针对深部地层高温高压的特点,选用高分子聚合物聚丙烯酰胺、聚乙烯醇等配制了一种改性聚合物作为稳泡剂,命名为WPTO-1。分析认为,WPTO-1除了可增加泡沫液的稳定性外,还能在井壁表面发生多点吸附、形成吸附膜,具有封堵地层微裂缝、减缓流体渗入地层、有利于井眼稳定、抑制黏土分散膨胀的作用[4-5, 12]。为了评价其稳泡效果,在室内进行了稳泡剂加量与泡沫液稳定性关系试验,结果如图 2所示。

图 2 稳泡剂加量与泡沫性能的关系 Fig.2 Relationships between foam stabilizer dosage and foam performance

图 2可以看出,当WPTO-1的加量达到0.20%~0.25%时,无论是发泡量还是半衰期均趋于平稳。进一步研究发现,当WPTO-1的加量较小时,泡沫钻井液含液量少、干度大,泡沫液膜变薄,容易膨胀破裂;随着WPTO-1加量增大,发泡体积逐渐减小,当WPTO-1的加量达到0.30%时,泡沫直径变得细小、均匀、致密,表明该稳泡剂对泡沫流体具有较好的压缩聚能效果,能增加钻井液体系的稳定性[6-8]。综合分析以上因素,从成本角度考虑,以WPTO-1的加量不大于0.30%为宜。

1.3 抑制剂

泥页岩的黏土含量比较高,遇水后易发生膨胀、分散,使井壁坍塌,造成井下故障,而泡沫钻井液由于密度低不能形成力学支撑,使得井眼稳定性问题更加突出。为此,研制了一种能在井眼周围形成憎水保护膜、防止泥页岩因吸水膨胀垮塌、同时又与其他处理剂配伍的抑制剂YZTO-1。为了评价YZTO-1的抑制性能,采用取自钻井现场的岩屑进行了热滚回收试验,结果如图 3所示。

图 3 YZTO-1抑制性能评价结果 Fig.3 Performance evaluation result of YZTO-1 inhibitor

图 3可以看出,当YZTO-1的加量为0.50%时,页岩回收率可达到90%,因而能满足现场要求。根据现场实际情况以及地质要求,推荐YZTO-1的加量为0.50%~0.70%。

2 深井抗高温泡沫钻井液性能评价及配方优选

根据上述关键处理剂优选结果,初步确定6组深井抗高温泡沫钻井液配方。配方1:清水+0.50% FPTO-1+0.20% WPTO-1+0.50% YZTO-1;配方2:清水+1.50% FPTO-1+0.25%WPTO-1+0.50%YZTO-1;配方3:清水+1.00% FPTO-1+0.30% WPTO-1+0.50% YZTO-1;配方4:清水+1.20% FPTO-1+0.30% WPTO-1+0.50% YZTO-1;配方5:清水+0.80% FPTO-1+0.25% WPTO-1+0.50%YZTO-1;配方6:清水+1.20% FPTO-1+0.15% WPTO-1+0.50% YZTO-1。分别从抗高温、抗原油污染、抑制性和抗高压性能4方面对6组配方泡沫钻井液进行了评价,以优选最佳配方。

2.1 抗高温性能

在25,80和150 ℃温度下,对配方1—配方6钻井液的发泡体积、析液半衰期进行了对比,结果如图 4所示。

图 4 不同配方泡沫钻井液的发泡体积和析液半衰期 Fig.4 Foaming volume and half-life of liquid separation with different dosages of foam drilling fluid

图 4可以看出,在常温至150 ℃之间,配方2和配方4钻井液的发泡体积变化较小,半衰期减短幅度也比较小,表明两配方都具有良好的耐温性。因此,选取配方2和配方4进行抗油性评价。

2.2 抗原油污染性能

取油田现场中途测试原油,按10%、20%和30%的加量,分别在25,80和150 ℃温度条件下评价配方2和配方4钻井液的抗原油污染和抗高温性能。试验中,将原油加入钻井液中按温度要求滚动老化16 h后再放至室温时测试,测试时取100 mL样品用高搅机在11 000 r/min转速下搅拌1 min后取出倒入量筒读取体积。试验结果见表 1

表 1 不同加量原油对泡沫钻井液性能的影响 Table 1 Impacts of different crude oil dosages on foam drilling fluid performance
原油加量,% 测试条件 发泡体积/mL 析液半衰期/min
配方2 配方4 配方2 配方4
10 25 ℃ 490.44 515.03 9.78 9.98
80 ℃/16 h 465.77 490.83 8.51 8.21
150 ℃/16 h 440.26 465.75 7.56 6.81
20 25 ℃ 460.78 483.58 8.99 9.51
80 ℃/16 h 434.79 454.03 8.21 7.98
150 ℃/16 h 415.08 409.26 7.01 6.24
30 25 ℃ 419.45 415.47 8.51 9.31
80 ℃/16 h 389.05 390.38 6.98 6.79
150 ℃/16 h 364.86 376.03 5.81 5.45

表 1可知,随着温度升高和原油加量增大,配方2和配方4钻井液的发泡体积都有一定程度减小,半衰期也都有缩短趋势。当原油加量达到30%时,两个配方钻井液均具有良好的抗高温、抗原油污染性能,但相比较而言,配方2钻井液的性能更为突出。

2.3 抑制性能

为考察深井抗高温泡沫钻井液的抑制性能,进行了岩心膨胀试验。用10 g钠基膨润土压制成岩心,使用NP-02页岩膨胀测试仪测定页岩膨胀量,考察对比了配方2钻井液与清水的抑制页岩水化膨胀能力,结果如图 5所示。

图 5 岩心膨胀试验结果 Fig.5 The test results of core expansion

图 5可以看出,页岩在清水中的线性膨胀量为5.28 mm,在配方2泡沫钻井液中的线性膨胀量为2.34 mm。与在清水中相比,页岩在泡沫钻井液中的线性膨胀率明显降低,这说明配方2钻井液具有较强的抑制页岩膨胀的能力,并能在短时间内在页岩表面形成保护层,有效阻止外界流体的侵入。

2.4 抗高压性能

为了检验配方2泡沫钻井液在深井环境下是否还能保持低密度状态,且稳定性良好利于携岩,在室内用高温高压密度测试装置进行了抗高压性能试验。测量方法为:向密闭可视容器中不断通入氮气加压,读取不同压力下给定质量泡沫液的发泡体积,计算泡沫液的密度,得到压力-密度曲线,结果如图 6所示。

图 6 泡沫钻井液在不同温度和压力下的密度 Fig.6 The density of foam drilling fluid under different temperatures and pressures

图 6可知:随着地层压力增大,配方2泡沫钻井液的密度不断增大,逐渐向1.0 kg/L靠近;同一压力条件下,随着地层温度升高,配方2泡沫钻井液的密度降低,当温度达到130 ℃以后,密度变化不大;当地层压力为28 MPa、温度为150 ℃时,泡沫密度小于0.90 kg/L。以地层压力梯度为1.0 MPa/m、温度梯度为3 ℃/100m计算,该钻井液在井深3 000.00 m处的密度仅为0.89 kg/L,说明该泡沫钻井液可起到降低液柱压力和保护储层的目的。

3 现场试验

为了验证深井抗高温泡沫钻井液在钻井中的实际应用效果,在哈深2井三开井段进行了现场试验。

3.1 哈深2井概况及钻井难点

哈深2井位于准噶尔盆地北缘1区块西南端,是中国石化部署的一口重点探井,设计井深7 000.00 m,预计会钻遇凝灰岩、凝灰质砂砾岩、凝灰质泥岩、安山岩和玄武岩等。

通过邻井资料及该井一开、二开井段的钻井情况可知,该井在钻进中存在很多困难,如:岩石可钻性级值高(8级以上)、研磨性强(9级以上),机械钻速低;存在破碎带,易掉块,易井漏;井底温度高。

分析认为,该井三开井段主要存在以下钻井难点:

1) 预计最终井深超过5 000.00 m,根据邻井立压为6.0 MPa和平均泡沫密度为0.42 kg/L计算,井底压力可达到27.0 MPa,因此,需要泡沫钻井液具有优良的抗高压性能,以便在井下依然能保持泡沫稳定并处于低密度状态;

2) 钻遇地层可钻性差,并有断层破碎带,易坍塌、掉块,有卡钻风险,需要泡沫钻井液具有良好的抑制性;

3) 该井有钻遇高含油气层的可能性,需要泡沫钻井液具有优良的抗原油污染性能;

4) 该井所在区块地温梯度较大,井底温度比较高,需要泡沫钻井液具有良好的抗高温性能。

3.2 钻井液配制及钻井工况分析

按配方2配制深井抗高温泡沫钻井液,钻进过程中可根据实际情况适当调整各组分的加量。具体配制及使用过程如下:

1) 将容量约为80 m3的地面循环罐清空并冲洗干净,将水、发泡剂、稳泡剂和抑制剂按配方比例依次加入配液罐,搅拌5~10 min使其混合均匀,配制成50 m3泡沫钻井液备用;

2) 施工过程中,采用4台高压(量程为14 MPa)注液泵注泡沫钻井液,注液要连续,要保证起泡连续和稳定,避免立压波动导致对井下情况的误判;

3) 钻进期间严格控制气液比为200:1~80:1,避免发生井下燃爆;

4) 钻井过程中如发现全烃值升高、泡沫排出不连续时,要及时检查注液泵工况或适时增加发泡剂和抑制剂加量,如果泡沫变虚时建议适当增大稳泡剂加量,同时要注意观察排砂口或听排砂管线声音,若能听到连续、强烈的砂砾碰撞声,表明携岩效果好,维持现有钻井液体系不变;

5) 4 748.00~4 771.00 m井段泡沫性能略有降低,依据返砂、油气显示情况,及时调整了发泡剂、稳泡剂、抑制剂的加量以及气液比,控制注气量为130.0~162.5 m3/min(为标准状态下的体积,下同),注液量为12~27 L/s,立压为2.0~4.9 MPa,保持了泡沫液性能的稳定性。

该井三开3 837.00~5 173.50 m井段交叉使用了牙轮钻头和空气锤,两种钻井方式下的钻井参数及深井抗高温泡沫钻井液性能情况分别见表 2表 3

表 2 牙轮钻头钻进期间钻井参数及泡沫性能 Table 2 Drilling parameters and foam properties of foam drilling fluids during tricone bit drilling
编号 井段/m 纯钻时间/h 机械钻速/(m·h-1) 发泡体积/mL 半衰期/min 注气量/(m3·min-1)
1 3 837.00~3 859.00 36.5 0.60 475 18 130.0~162.5
2 3 859.00~3 886.00 41.0 0.66 490 18 162.5
3 4 150.00~4 181.00 40.5 0.77 485 19 162.5
4 4 181.00~4 210.00 39.0 0.74 490 18 162.5
5 4 210.00~4 235.00 41.0 0.61 495 18 162.5
6 4 333.00~4 352.50 36.0 0.54 480 19 162.5
7 4 748.00~4 771.00 34.8 0.66 460 15 162.5
8 4 771.00~4 803.00 39.0 0.82 485 19 162.5
9 4 809.00~4 836.00 41.2 0.66 490 18 162.5
10 4 836.00~4 853.00 39.0 0.44 480 19 162.5
11 4 853.00~4 881.00 40.3 0.69 490 18 162.5
12 4 881.00~4 903.00 35.0 0.63 485 19 162.5
13 5 101.00~5 136.00 29.0 1.21 490 18 162.5
14 5 136.00~5 173.50 37.0 1.05 480 19 162.5
表 3 空气锤钻进期间钻井参数及泡沫性能 Table 3 Drilling parameters and foam properties during drilling with an air hammer
编号 井段/m 纯钻时间/h 机械钻速/(m·h-1) 发泡体积/mL 半衰期/min 注气量/(m3·min-1)
1 3 886.00~4 026.00 75.5 1.85 485 19 162.5
2 4 026.00~4 144.00 61.5 1.92 490 18 162.5
3 4 144.00~4 150.00 3.5 1.71 495 18 162.5
4 4 235.00~4 304.00 40.5 1.70 480 19 162.5
5 4 304.00~4 333.00 19.0 1.53 490 17 162.5
6 4 352.50~4 495.00 81.7 1.74 485 19 162.5
7 4 495.00~4 625.00 71.0 1.83 490 18 162.5
8 4 625.00~4 748.00 69.5 1.74 480 19 162.5
9 4 803.00~4 809.00 5.0 1.20 490 17 162.5
10 4 903.00~5 041.00 70.0 1.97 485 19 162.5
11 5 041.00~5 101.00 33.5 1.79 485 19 162.5

该井钻至井深5 173.50 m时钻遇破碎带,掉块非常严重,上提下放均有遇阻显示,及时转为普通水基钻井液继续钻进。

3.3 试验效果分析

哈深2井三开3 837.00~5 173.50 m井段共使用牙轮钻头14只,空气锤11只。牙轮钻头进尺375.00 m,平均机械钻速0.71 m/h;空气锤进尺961.50 m,平均机械钻速1.81 m/h。该井使用深井抗高温泡沫钻井液井段与相邻井段及邻井使用常规钻井液的钻井情况对比,见表 4

表 4 深井抗高温泡沫钻井液与常规钻井液的钻井情况对比 Table 4 Drilling effect comparison of high temperature resistant foam drilling fluid with conventional ones
井号 钻井流体 钻头 钻进井段/m 机械钻速/(m·h-1) 钻井工况
哈深2井 常规钻井液 牙轮 3 820.00~3 835.00 0.17 钻速慢
深井抗高温泡沫
钻井液
牙轮 3 837.00~5 173.50 0.71 钻进期间性能稳定、井壁稳定,后期钻遇破碎带有较大掉块
空气锤 1.81
哈深201井 常规钻井液 牙轮 3 322.64~3 779.00 0.30 钻速较慢
纯空气 空气锤 601.00~1 784.06 1.91 钻进期间蹩钻、遇阻严重;掉块较多

表 4可知:使用深井抗高温泡沫钻井液时的机械钻速比使用常规钻井液时高,比应用空气钻井技术时低,但应用纯空气钻井技术时掉块较多且常有遇阻、蹩钻情况发生,相对而言使用深井抗高温泡沫钻井液要更安全;另外,使用深井抗高温泡沫钻井液后期,井底温度达到了137 ℃,井底压力也很高,都未对其性能造成影响,可见其抗高温、抗高压性能良好。

现场试验表明,深井抗高温泡沫钻井液综合性能优良,可以在对抗高温、抗高压和抑制性要求较高的深井钻井中使用。

4 结论及建议

1) 研制了发泡剂FPTO-1、稳泡剂WPTO-1和页岩抑制剂YZTO-1,并通过室内试验优选了加量,形成了深井抗高温泡沫钻井液的基本配方。

2) 室内性能评价试验表明,深井抗高温泡沫钻井液耐温150 ℃、抗油30%、抗压28 MPa,且页岩膨胀抑制效果显著。

3) 深井抗高温泡沫钻井液在哈深2井进行了现场试验,钻进期间泡沫性能稳定,未出现井下故障,在配合牙轮钻头和空气锤钻进时的平均机械钻速分别达到0.71 m/h和1.81 m/h,远高于常规水基钻井液配合牙轮钻头时的机械钻速(0.17 m/h),表明该钻井液具有现场应用价值。

4) 鉴于该钻井液在哈深2井未钻遇高含油气层,建议再进行现场试验,以验证其抗原油污染的性能;同时,建议进一步提高泡沫钻井液的抗高温和抗高压能力,以形成综合效果更好的深井抗高温泡沫钻井液技术。

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文章信息

明玉广, 蓝强, 李卉, 刘振东, 卜凡康
MING Yuguang, LAN Qiang, LI Hui, LIU Zhendong, BU Fankang
深井抗高温泡沫钻井液技术研究与现场试验
Research and Field Testing of High Temperature Resistant Foam Drilling Fluid in Deep Wells
石油钻探技术, 2018, 46(6): 47-53.
Petroleum Drilling Techniques, 2018, 46(6): 47-53.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.2018139

文章历史

收稿日期: 2018-03-26
改回日期: 2018-09-30

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