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地热钻井国外钻井液和完井液技术的新进展
摘要 近两年,国外钻井液和完井液技术有了新的进展,特别是在防止油气层损害、井壁稳定、新型钻井液的研制以及钻井液的设计和钻井液的管理等方面,为提高钻井效率、油井产能和可采储量起到了很大的作用。对国外钻井液和完井液技术的新进展进行了综述。
地层损害存在于许多油井生产的始终。微粒运移,粘土矿物水化、膨胀分散,无机垢、沥青质和其它有机沉淀物等都对地层产生损害。为了消除各种作业过程中对油气层的损害,采用化学解堵,如吸附型垢的挤压处理(用膦酸类的除垢剂)、在致密的碳酸盐地层用互溶剂处理水锁、在砂岩地层用土酸(HCl与HF的质量比为12B3)清除滤饼等。这些处理原本是用来解除地层损害的,但若在解堵过程中实施措施不当,又会对地层造成新的损害,导致许多井在生产中产量下降。
(1)除垢时造成的地层损害 用膦酸作除垢剂时,由于和地层离子作用造成了新的损害。在砂岩地层,离子主要来源于泥岩、赤铁矿、菱铁矿、铁白云石和硫化铁。新的地层损害发生后,可用与盐酸互溶的溶剂或是水润湿性表面活性剂处理。在现场应用前(尤其是在砂岩地层应用时),测试除垢剂与储层流体、岩石的配伍性是相当重要的。
(2)砂岩地层中用土酸处理滤饼造成的地层损害 这类损害主要由含铝化合物沉淀造成。使用土酸处理滤饼时,处理液中含有较高浓度的铝,此时pH值在3~4之间,残余酸就逐步与粘土矿物和长石(Al-Si)作用生成铝氟化合物垢AlFx(OH)3-x。这类垢可用HCl除去。土酸中两种酸的比例要适宜,并保持低的pH值,才可以减小铝氟化合物沉淀。
(3)清除水锁时产生的地层损害 在生产作业中向地层注入大量液相,会引发油气井的诸多问题。
液相在近井地带聚集,由于相对渗透率的影响,会降低油井产率;在致密地层,由于毛细管力的作用,液相被封闭在孔喉处,导致水锁。处理水锁最常用的方法是用表面活性剂和互溶剂来减小表面张力(气井中)和界面张力(油井中)。近几年,在北海引入了新型互溶剂来处理致密碳酸盐地层的水锁问题。在现场应用前必须进行大量的室内研究,从理论上讲,纯溶剂和水很相似,有利于降低近井地区水的饱和度。然而,配伍性试验却表明,这种溶剂将引起水溶性的盐和CaSO4的沉淀。因CaSO4不溶于酸,所以就引起了新的储层损害,要除去这类垢需用价格昂贵的螯合剂。
21使用微观流体装置研究地层损害[2]
近年来,在室内化学试验中使用了一些小型仪器。这种流体流动和化学作用微观化称为微观流体学。在小型仪器中,化学分析的微观化和换算决不是仅仅缩小常规试验仪器的刻度问题,例如流态和流动分散等现象,雷诺数对层流转换为紊流是宏观概念,在微观流体装置的小刻度腔室里,流体的流动始终低于紊流的门限值(即雷诺数大于1),其结果是在微尺寸腔体内的混合试样只有经过空间分散和扩散才能发生流态的转变。在微观流体装置中,普遍使用两种流体传送方法)))压力驱动流和电渗作用,流动可以用Hagen-Poiseuille定律描述。在微腔室内,粘度曲线呈抛物线型。
一般情况下,用荧光测量方法预测分子含量,而微观流体学装置可以使用荧光分光方法确定精度达1@10-9的微量分子含量。在分析钻井液、完井液和井内产出液时,由于流体的pH值为0~12,干扰参数较多,使计算的复杂性增加。例如,在pH值等于7的水溶液中所有的有机分子都具有染色性,而当用氢氧化物把溶液的pH值提高到7以上时,锌和钙等离子具有发生沉淀的趋势,所以微观流体学确定钻井液、完井液和产出液的离子浓度时,要将各种因素考虑在内。
2004在开发现场应用样机时,要选择具有测量氯、锌和钙离子含量能力的微观流体学装置。氯的浓度对钻井液和完井液是至关重要的;锌是重要污染物,对环境保护来说,随时确定锌的含量很重要;而钙的含量要达到适当程度,因为钙有发生沉淀的可能性并且会因沉淀而损害油层。壳牌勘探和开发技术公司研制的微观流体学装置可以精确地测量氯、锌和钙的含量。利用微观流体学装置可以在现场迅速进行大量分析,防止发生不必要的地层损害。
31无损害钻井[3]
无损害钻井的目标是打出损害接近于零的油井,是一种将岩石渗透率的损害降低到最低程度的钻井方法。在过去的几年中,欠平衡钻井日益普及,但是在很多情况下,由于经济和技术原因而不能使用欠平衡钻井,只能使用近平衡和过平衡压力的钻井液。Ecopetral公司研制出了一种新型无侵入钻井液,填补了这一空白。在某些情况下,欠平衡钻井的效果不好,其原因是在筛选方法时没有考虑所有的因素。目前已有9个欠平衡钻井失败的实例,并不是说欠平衡钻井技术不好,而是所选的油层不合适。
目前,在南美洲和亚洲已进行了无损害钻井的现场研究。使用传统的钻井液,很难达到无损害钻井。如果使用无固相钻井液,可能要产生一定程度的侵入,因为即使钻井液中有少量固相存在,也能发生侵入,必然对地层产生损害。而另一方面,为了桥堵孔隙,采用了加有碳酸钙等固相颗粒的钻井液也因产生损害而失败。因此,需要一种在钻井过程中产生最小损害的新型钻井液。
NIFSM是一种新型钻井液,该钻井液具有超低固相含量(固相含量低于28.5 kg/m3)。利用表面化学原理使NIFSM钻井液在地层表面产生可以密封地层的非渗透性薄膜。与传统桥堵地层方法不同的是,NIFSM钻井液通过钻井液内颗粒的引力密封地层。引力把颗粒集中在岩石的表面,这样就可以用同一种组分的钻井液封闭不同孔隙尺寸分布的地层。NIFSM钻井液主要由DWC2000TM(增粘剂)、FLC2000TM(动态降漏失剂,不是API降滤失剂)和KFA2000TM(润滑剂)组成。NIFSM钻井液可以无损害地钻开油层,还可以钻进油层与页岩的互层、在同一裸眼井段中不同压力的油层、由于力学原因而严重失稳的地层。在哥伦比亚地区对无损害钻井液SM进行了试验。该地区进行欠平衡钻井的主要限制因素是井眼失稳,因此建议在钻第一口井时使用过平衡钻井方式。使用NIFSM钻井液进行了试验,包括使用注射器和透明腔室对不同尺寸的砂岩岩心进行试验,以及使用合成岩心进行渗透率恢复试验。室内试验证明,NIFSM钻井液可使岩石的渗透率恢复率达到90%以上。
41硬葡聚糖打开油层钻井液[4]
打开油层钻井液通常含有增粘剂、降漏失剂、盐和碳酸钙颗粒。硬葡聚糖是一种可被生物降解的高分子量聚合物。在温度高于120e时,硬葡聚糖聚合物的流变性不受影响。另外,硬葡聚糖聚合物静态和动态滤失、滤饼等都具有良好的性能。在打开油层钻井液中硬葡聚糖是黄原胶生物聚合物的良好替代品。
法国石油研究院对3种打开油层钻井液体系进行了静态和动态滤失试验,这些打开油层钻井液体系的主要组分为增粘剂、淀粉、KCl、HMP(模拟钻屑的材料)、CaCO3和NaOH,配方之间的差别是分别使用了硬葡聚糖和黄原胶。试验时使用Clashach岩心(石英含量为95%,伊利石的含量低于1%),平均渗透率为493.5@10-3Lm2,孔隙度为15%,岩心用20g/L的盐水饱和,试验后计算出各种打开油层钻井液的损害百分比。结果表明,使用硬葡聚糖配制的打开油层钻井液体系没有地层损害。
用低温电子扫描显微镜观察滤饼。为电子扫描显微镜制备试样时使用冷冻裂缝技术。第一步把试样迅速放入N2中,以防止产生大的冰晶层使试样损坏。把试样送到低温室,并在真空和低温条件( -120e)下制备试样,用电子扫描显微镜在-100e温度下对试样进行扫描,做滤失试验。在试验中对滤失液进行了取样和分析。结果表明,硬葡聚糖打开油层钻井液比其他典型水基钻井液的性能好,随着颗粒碳酸钙和淀粉的加入,硬葡聚糖打开油层钻井液在120e下仍能保持良好的性能。这种打开油层钻井液在热滚前和热滚后都具有良好的温度稳定性和滤失性。另外用低温电子扫描显微镜观察的动滤失情况表明,滤饼的渗透率很低。
51充氮泡沫钻井液[5]
PDVSA-Intevep公司研制成功了一种充氮泡沫钻井液,该钻井液在委内瑞拉西部的La Paz油田以近平衡钻井方法钻了一口斜井,目的层是低压裂缝性石灰岩。在使用充氮泡沫钻井液开钻前,必须在井口安装柱状浮标,钻进时用质量流量计调节氮的排量,用带记录卡的监测仪监测氮的压力。需要时,钻 井 液 与 完 井 液比,按一定配比的泡沫配制液和氮进入泡沫发生器后生成泡沫,然后将泡沫送入立管并作为钻井液注入井下。泡沫返出井口后应进行消泡,然后将气/液/固/气(井下产出气)分离,泡沫通过节流管汇在放喷管卸压。为了消泡要往返向管线中注入消泡剂,消泡后的流体穿过四相分流器分流到不同的管汇中。在整个钻井工程中,虽然会遇到原油和水泥等污染物,但该泡沫钻井液仍能保持稳定。在U311mm井段,平均机械钻速达36.6 m/h。充氮泡沫钻井液最大的特点是粘度较高,因此在低排量下仍具有较好的携屑能力。在U216 mm井段,用新型泡沫钻井液钻至井深1848.61 m。在初期所钻的182.
88 m的井段中为了达到43b的造斜角,使用150 g配制液和56.63 m3的氮,使其当量密度保持为0.36~0.48 g/cm3。为了测量井下压力和环空压力使用了随钻压力测量仪。在造斜井段,钻完166.73 m后井斜角达到39b,钻速为1.52~6.10 m/h。在井深1889.76 m处发生井塌,为了防止井塌把当量循环密度提高到0.42~0.72 g/cm3,但发生了漏失。由于不能解决漏失问题,只好填井侧钻。在侧钻至井深1920.20 m时又出现了井壁垮塌的迹象,由于实在不能解决当量循环密度问题,被迫换用了充氮油基钻井液。
井壁稳定11井眼失稳和多相流耦合模式[6]
欠平衡钻井被用来避免和减轻地层损害、降低漏失和提高钻速。然而,由于钻进时井底压力低于地层的孔隙压力,岩石受剪切和张力破坏使井壁失稳。地层失稳与所钻岩石的应力集中呈函数关系,如果岩石强度高于外界施加的诱导应力,井眼将是稳定的,否则岩石将产生形变而可能引发井壁坍塌。
与井眼严重失稳呈函数关系的因素有:?岩石损坏程度;?受挤离岩石的体积;?钻井作业对井眼扩径及波及范围的敏感性;?井眼清洁能力。总之,控制井眼失稳的方法是增加井底压力,较高的井底压力对井壁产生较大的支撑力,能把岩石的剪切破坏降到最低程度。在常规钻井中用增加钻井液密度实现井壁稳定;在欠平衡钻井中通过改变钻井液的密度、排量和压力实现井壁稳定。
因为多数欠平衡钻井作业要使用气-液混合物代替常规钻井液,所以多相流模式是欠平衡钻井的主要工具。应用多相流需要确定的问题有:?确定欠平衡钻井的可行性;?注入量和压力;?确定作业参数;?保证适宜的井眼清洁能力;?鉴别是否达到欠平衡;?确定作业参数的变化。由于欠平衡钻井已开始在恶劣条件下应用,所以更多的工作集中在油井设计上,但是,单独使用多相流模式已不能评价井眼失稳的情况。
目前已有很多评价井眼失稳的模式,最简单的是线弹性模式。由于线弹性模式使用简单、需要输入的数据少,因此普遍被用来评价井眼失稳。还有大量的数学地质力学模式可作为评价井眼稳定的模式,这些模式使用起来不但耗时,而且要求使用者拥有丰富的经验和大量的数据,因而没有大量地应用。
最近Neotechnology咨询公司通过研究,把井眼失稳模式和多相流模式进行了耦合,编制出一种新的模式)))WellFlo7。使用时把所需要的数据输入WellFlo7,计算环空压力,认为计算出的环空压力合格后,再将岩石力学特性和岩石应力的数据输入WellFlo7,再度计算出环空压力,在计算过程中还可得到更可靠的井眼尺寸、环空压力和钻井液排量的数据。
加拿大石油公司和天然气公司在Yoyo油田使用连续管在枯竭的白云岩地层侧钻水平7井时,使用WellFlo7进行了计算。结果表明,由于流速较高,将会发生携屑问题,在两个弱地层将产生扩径,还可能发生卡钻。因此,建议在2190~2200 m井段把井底压力从3.1 MPa提高到6.0 MPa,同时保持井口的环空压力稳定。而使用其它模式所作的计算都没有这种结果。由于按WellFlo7计算结果对钻井参数进行了调整,钻井过程中的井眼扩径程度大幅度减轻。
21采用具有高效成膜效率的新型水基钻井液缓解页岩地层不稳定问题[7,8]
当采用过平衡钻井钻进页岩、泥岩和粘土岩等类地层时,如在井壁上未形成有效的封隔层,钻井液就会渗入地层,即便渗入极少量的滤液也会导致近井地带孔隙压力增大,从而导致井壁不稳定。近年来,孔隙压力传输技术已成为测量页岩渗透状态的工具。为了提高页岩在与钻井液作用后渗透率和孔隙压力变化的测量精度,对孔隙压力传输技术进行了改进。M-I钻井液公司对页岩的膜效率进行了研究并取得了初步的成果。
这种新型水基钻井液在页岩等类地层井壁表面形成膜,阻止钻井液滤液进入地层,从而在稳定井壁方面发挥着类似油基钻井液的作用。
(1)测定膜效率的实验[7]
?实验装置。根据化学势原理模拟了井下钻井液的压力渗透,测定膜效率实验装置见图1。
图1 膜效率实验装置?测定步骤。
1)饱和回压:在不排水的情况下,施加20 MPa的围压;上升流动压力为10 MPa,检查流经的上台板,如果下降压力小于10 MPa,打开下降流压阀。
2)压实岩心:排出过量的液体和压力。当下降流压小于0.05 MPa/h时,待测岩心已被压实。
3)传送孔隙液体压力:对已被压实的岩心增加上升流压到15 MPa,当上下压力平衡(相差不到5%)时,再把上升流压降到10 MPa。
4)再次压实岩心:把岩心内的孔隙压力从15MPa降到10 MPa,当下降流压小于0.05 MPa/h时,待测岩心再次被压实。
5)用待测的溶液驱替上升流:再次压实岩心后,用待测液体驱替管线和沟槽内的流体,在10 MPa时泵入待测液体,同时降低孔隙流压,直到泵入充足的驱替液,驱替液的体积至少要是管线和沟槽内的孔隙流体的2倍。
6)待测液压的传送:泵入足够的待测液以后,增加上升流压到15 MPa。
7)用低水活度的液体驱替待测液:当上下压力平衡(相差不到5%)时,用低水活度的液体(可以向待测液体内加盐或者盐水)驱替待测液。驱替液的体积至少要是管线和沟槽内的待测液体的2倍。
8)待测液体成膜:进出口压差在0.05~0.10MPa范围内,以0.25 mL/h的速度循环低水活度液体。当下降流压的最大值降低时结束测试。
?计算膜效率。膜效率是在膜效率评价阶段通过岩心的压差(上升压低于下降压)与理论渗透压之比。理论渗透压可由下式计算:
U=RTVln〔awdfawsh〕式中,U为渗透压;R为气体常数;T为绝对温度;V为水的偏摩尔体积;awdf为钻井液中水的活度;awsh为页岩中水的活度。
?测试结果。对Pierre?岩样进行了300多次膜效率测试,评价了3类新型成膜剂在岩样上的成膜性能。在12%NaCl溶液中分别加入2.5%成膜剂A(pH值为11.15,aW=0.909)、7.5%成膜剂B(pH值为12.30,aW=0.891)、10%成膜剂C(pH值为12.20,aW=0.884),膜效率分别为87.6%、55.
3%、83.5%。结果表明,这3类化合物在特定的岩样上成膜效率为55%~85%。将这3类化合物用于水基钻井液,钻井液具有油基钻井液的性能。
(2)页岩膜效率的研究 M-I钻井液公司对页岩的膜效率进行了研究,并取得了初步成果。化学渗透的效率决定了半渗透膜的效率,当溶剂不受限制时,半渗透膜限制了溶质的通过。膜效率与反射系数成定量关系,对于完美的膜其反射系数为1,不理想的膜反射系数为0~1,并认为这种膜是渗漏的。在渗透压力被水力压力平衡前,溶剂将不断产生渗流,如果半渗透膜是渗漏的,那么溶质的运动只受到一定程度的限制,在膜两侧的溶质浓度达到平衡前,将继续发生溶质流动,化学渗透伴随着两种流动方式。一般来说,只有在单一驱动力的作用下才能同时发生不同类型的流动,含有溶质的孔隙水在水力梯度的作用下将发生化学流动,而当进行化学处理和加热时将发生对流。粘土表面具有一种天然的膜,而在与钻井液作用后会形成一种新的膜。
在水基钻井液中能够成膜的物质有糖类化合物及其衍生物(如甲基葡糖甙MEG)、丙烯酸类聚合物、硅氧烷、木质素磺酸盐、乙二醇及其衍生物和各种表面活性剂(如山梨糖醇酐的脂肪酸盐)。
?封堵材料成膜(?型膜)。如硅酸盐、铝酸盐、铝盐、氢氧化钙和酚醛树脂等封堵材料,实验中发现在硅酸盐钻井液中加入糖类聚合物可保持实际渗透压接近理论渗透压,硅酸盐钻井液的成膜效率可达70%以上。
?合成基和逆乳化钻井液成膜(?型膜)。钻井液中的流体和页岩作用导致了毛细管力和较高的膜效率,此膜由连续相的可移动薄膜、表面活性剂薄膜和钻井液的水相薄膜组成,?型膜形成了一道防止水和溶质扩散的屏障。
各种类型膜的渗透机理是完全不同的,在含20%NaCl的钻井液中加入特制的糖类聚合物,能提高膜的效率并提高渗透压力,它是从降低页岩渗透率和增加液体粘度这两方面起作用的。向盐水钻井液中加入Ca2+、Mg2+和Al3+或是用以上3种盐代替NaCl,糖类聚合物的成膜作用会进一步加强。
10%CaCl2溶液在形成渗透压力和提高膜效率方面优于20%NaCl溶液。
硅基钻井液具有最佳的膜效率和渗透效率。逆乳化钻井液能提供最佳渗透效率和膜效率,逆乳化钻井液膜效率不仅与内相的浓度和水活度有关,内相溶液性质和乳化剂也会影响逆乳化钻井液和页岩间的相互作用,包括钻井液在页岩内的运移。液体和页岩的作用比以往认为的要强得多,这种作用导致了毛细管力和较高的膜效率,这在以往的研究工作中很少提到。
31防他钻井液(1)硅酸钾钻井液[9] 在西科罗拉多州白河熔岩丘盆地气田钻井过程中,为了防止井塌,在钻井泵上水管线处以1.89 L/min的速率连续加入硅酸钾,硅酸钾在井中不断消耗,泥浆池中的硅酸钾浓度为0.14%,而管线中钻井液的硅酸钾平均浓度仅为0.
1%。采用硅酸钾钻井液钻进,平均井径从257降为239 mm。硅酸钾钻井液的密度为1.26 g/cm3,K2O/SiO2为2.5,塑性粘度为40 mPa#s,固相含量为29.05%。
(2)含有钻井液增强剂的水溶性双相聚乙二醇水基钻井液[10] 在澳大利亚海域西北部,WoodsideEnergy设计出能代替油基钻井液与合成基钻井液的水溶性双相聚乙二醇水基钻井液,该体系包含有适合于钻头设计的钻井液增强剂,在性能、技术和经济上与合成基钻井液相当,1987年用于现场。1988年由环氧丙烷生成的聚乙二醇已用来防止压差卡钻;1991年化学界逐渐认识到聚乙二醇钻井液无毒,具有润滑性、抑制页岩膨胀、防止钻头泥包和压差卡钻等性能,是水溶性的替代体系。在地面条件下,双相或单相的聚乙二醇、聚丙三醇和甲基葡糖甙均是水溶性的,富含碳和氧,水活度低,在适宜条件下为有机物,可吸附在粘土表面,利于保持页岩稳定。双相聚乙二醇和甲基葡糖甙能阻止钻井液滤液向地层渗透,阻止孔隙压力的传输,尽管这两种体系都能保持井眼稳定,但聚乙二醇用量为3%~5%(体积比),而甲基葡糖甙用量为21%~36%(体积比),双相聚乙二醇体系具备良好的润滑性和热稳定性,但钻井过程中使用PDC钻头容易泥包,而用油基钻井液和合成基钻井液时却不易出现此问题。
高分子量聚丙二醇无毒、无气味,用于钻井液,提高了使用PDC钻头时的机械钻速,尤其是使用乙烯基磺酸盐共聚物时,聚丙二醇有很好的润滑性能。
在双相聚乙二醇水溶性钻井液中加入不溶于水的高性能异构石蜡钻井液增强剂,提高了井眼净化能力,减少了钻头泥包,从而使水基钻井液替代了合成基钻井液。
新型钻井液11具有肥田作用的逆乳化钻井液M-I钻井液公司研制出一种肥田逆乳化钻井液[11],该钻井液不但具有普通逆乳化钻井液的性能,而且可以排放到田野里作为土壤的增肥剂。用该钻井液打井所产生的岩屑无须处理可直接撒到田地里。配制肥田逆乳化钻井液,需要使用对环境无害的基液、乳化剂、内相、润湿剂、降滤失剂和加重材料。为达到这一目的,把钻井液的密度确定为1.30g/cm3,油水比为70B30,水的活度为0.86~0.76(相当于18%~20%CaCl2)。
对碳链长度相似的(C11~C20)有机物进行了毒性和生物降解试验,根据试验筛选出了一种逆乳化钻井液基液,并把赤铁矿和钛铁矿作为加重材料;高温高压试验又把粘土和降滤失剂各锁定在一种上。肥田逆乳化钻井液(SE-SBM)产生的钻屑,一是可以不用预处理直接作为土壤增强剂,这就需要严格控制排放物中盐、油和润滑脂的含量;二是在生物反应器或其它的快速生物处理设备中对钻屑进行预处理,达到排放要求再行排放。
(1)肥田逆乳化钻井液的组分 在生物降解和毒性试验的基础上,选择C11~C14的线形石蜡液作基液。虽然赤铁矿和钛铁矿中的铁离子都有肥田作用,但赤铁矿的货源更充足,所以决定用赤铁矿作为加重材料。选择亚硝酸盐、醋酸盐或亚硝酸盐与醋酸盐的混合物作为钻井液的内相和乳化剂。醋酸盐本身就可以生物降解,硝酸盐又加速了这种降解的过程。选择醇(包括乙二醇和丙三醇)和胺类的混合物作为钻井液的乳化剂,这种混合物不但能够保证钻井液的性能,而且能够使钻井液的抗温能力达到148.9e。
(2)现场试验 最近新西兰对肥田合成基钻井液进行了现场试验,在Watria 2号井使用肥田合成基钻井液钻至井深2133.6 m,用重晶石将钻井液密度加重到1.92 g/cm3,钻进U508 mm井眼套管鞋以下井段,没有发生复杂情况,完成了设计井段的30%。对返出的钻屑干燥后进行室内化验,钻屑上含6%的肥田逆乳化钻井液。分别用100%土壤、土壤钻屑比为95B5、土壤钻屑比为75B25和土壤钻屑比为50B50的土壤和钻屑的混合物进行了3次为期6 d的播种试验。结果表明,在100%土壤中种子的发芽和成活率分别为98%、94%和86%。而在3种不同土壤钻屑比的混合物中种子的发芽和成活率分别为94%、100%和88%。说明沾有肥田逆乳化钻井液的钻屑对植物、庄稼的成活和生长基本没有影响。试验还说明,肥田逆乳化钻井液在农田里会迅速降解,已达到了环保标准。
21具有稳定低温流变性的新型合成基钻井液[12]
9%。在通常情况下,使用新型合成基钻井液时要进行测试,以确定钻井液是否满足这项要求以及钻井液能否保持可以接受的性能。
Kerr-McGee石油和天然气公司是墨西哥湾第一家对所设计的合成基钻井液进行现场测试以便符合美国环保局新标准的油公司。Kerr-McGee公司首先在深水环保区开始试验。用新型、无粘土Acco-lade体系把钻屑的含油量维持在极限范围内,这种钻井液在深水作业中具有相当大的经济效益。
在深水钻井中,在较长的隔水管中合成基钻井液会冷却和增粘,由于钻井液充满了隔水管,摩擦应力和静水压力将上升。当水深增加时,孔隙压力和破裂压力梯度的界限将缩小,粘度上升需要更高的泵压来循环钻井液,这种间歇循环会增加钻井风险。
较稠的钻井液在井中具有较高的当量钻井液循环密度。通常,钻井液密度的微小变化会造成各种复杂情况。而新型合成基钻井液不含粘土和亲有机质褐煤,惟一的粉末状添加剂是氯化钙、石灰和降滤失剂。常规的合成基钻井液含有亲有机质粘土,而粘土需要剪切达到活化。相反,新型无粘土体系的添加剂被设计成对钻井液的乳化相起作用,所以钻井液的性能迅速改变。
(1)现场试验 在水深为1219.2 m、井深为7620 m的Green Canyon油井中进行了试验。钻井液密度为1.52 g/cm3,管汇温度为5.6~8.3e。很快发现新型合成基钻井液的冷却流变性(在4.4~49e下保持稳定)比以前使用的合成基钻井液流变性更容易控制。开始试验时,在钻进U508 mm井眼前用密度为1.10 g/cm3的内烯烃替出水基钻井液,钻进的同时加入新开发的基油(这种基油含烯烃和酯),在6 d内把内烯烃合成基钻井液转化为新型合成基钻井液。虽然在开钻时不用内烯烃而是在开钻后转化,但在整个钻井和转化期间没有发生固相容量限问题,新型合成基钻井液的最大特点是改善了流变性控制能力。当井深增加而井眼直径下降时,新型合成基钻井液流变性能良好,降低了当量钻井液循环密度而且井眼稳定。新型合成基钻井液的当量循环密度要比内烯烃体系低0.02 g/cm3。
(2)滤失和滤饼特性 在钻进、下套管和固井时可能发生漏失,在深水钻井作业过程中这种漏失不普遍,但是据推测,由于钻井液中无粘土,可能降低钻井液的滤失控制能力。
在多数井中为2 mL或更低,形成了最佳的泥饼,泥饼与其他合成基钻井液形成的泥饼是一样的。由于新型合成基钻井液有可压缩性,试验时泵入所需要的循环体积再加上一个加压百分比,当初始压力略微下降时,地层压力上升。现场试验表明,使用新型合成基钻井液不一定需要增加泵压。
(3)固相控制 由2台粗网护筛振动筛、2台主振动筛和1台钻井液清洁器组成。测得的低密度固相含量为6%或低于6%,在新型合成基钻井液密度为1.48 g/cm3时,其动塑比为21/11 Pa/mPa#s。
(4)成本 新型合成基钻井液的成本比普遍使用的内烯烃合成基钻井液的成本高。
31抑制性水基钻井液[13]
哈里伯顿能源服务公司的白劳德产品服务公司研制出了抑制性水基钻井液体系HYDRO-GUADRTM。该钻井液是为抑制墨西哥湾等地的活性地层而设计的,2002年初进行了现场试验。抑制性水基钻井液不但提供了良好的井眼稳定性、较高的机械钻速,而且在广泛的温度范围内具有可以接受的流变性,已成功地应用于墨西哥湾大陆架和深水钻井作业。抑制性水基钻井液在深水和大陆架钻井过程中抑制能力较强,具有稳定的动切力和静切力。两种聚合物添加剂(在低浓度下有效的絮凝剂和可以防止富含粘土地层水化和降解的处理剂)提供了钻井液剪切稀释性,并保证钻屑的携带和运移,使井眼稳定,井径规则,这两种性能优良的聚合物添加剂几乎把页岩的水化降到最低程度。抑制性水基钻井液包被活性钻屑,减少了钻头和井底钻具组合泥包的可能性。
最近,GOM公司使用抑制性水基钻井液在U431.8 mm井眼钻了975.36 m。结果表明,钻屑完整,而且使用常规的固控设备分离钻屑容易,振动筛上的钻屑干燥而有光泽,表明抑制性水基钻井液具有良好的抑制性。该钻井液实用于甲板空间小的海上钻井装置的墨西哥湾东部地区。抑制性水基钻井液是一种NaCl水基钻井液,室内试验证明,该钻井液的特性与逆乳化钻井液非常相似。
近期钻井实践表明,使用抑制性水基钻井液每口井可以节省钻井成本50多万美元,该钻井液可以用于上部井段,但最有效的井段是U508 mm套管鞋以下到设计深度。抑制性水基钻井液除具有良好的抑制性外,胶体含量比逆乳化钻井液的低,利于提高机械钻速。抑制性水基钻井液中的絮凝剂限制了颗粒的悬浮,可以将钻速提高到30.48 m/h以上。
抑制性水基钻井液密度可以加重到2.04 g/cm3,并且可以重复使用,但价格却比醋酸钾钻井液低得多。
抑制性水基钻井液是一种对环境无影响、可以被生物降解的钻井液,用Berea砂岩在室内进行的试验表明,抑制性水基钻井液能在井壁上形成薄而光滑的滤饼,与逆乳化钻井液相比,抑制性水基钻井液不但需要更加严格的维护处理,而且还需要持续不断地监测。
41深井和高温井钻井液[14]
在亚拉巴马州的莫比尔湾钻过世界上最深、温度最高和压力最大的井。莫比尔湾酸性气层的温度高达204e。这些井主要在亚拉巴马州的水域,那里为零排放地带。虽然也用过油基钻井液,但因环保、供应和成本问题迫使人们还是选择了水基钻井液。然而,水基钻井液可能因温度诱发的胶凝、二氧化碳污染等带来一系列的问题。为了适应莫比尔湾深井的高温环境,白劳德钻井液公司研制出几种新型水基钻井液。其中之一是无毒、流变性稳定的抗高温钻井液,并与一家油公司合作钻了一口井深为6400.8 m的井。此后对钻井液配方进行了改造,包括用纯合成基聚合物代替有机聚合物。过去,控制钻井液的流变性和滤失性是靠膨润土,然而膨润土浆在温度超过149e时会发生高温絮凝,例如在深井起下钻后,使用传统粘土/木质素磺酸盐/褐煤钻井液时,钻井液到达井底后严重稀释,不得不排放到零排放带的莫比尔湾。处置成本,加上配制新钻井液的成本导致了较高的钻井成本。
对暴露在高温条件下的水基钻井液,维护处于絮凝状态的膨润土和活性固相是保证水基钻井液正常流变性和滤失量的关键。使用少量的怀俄明膨润土和补充合成基聚合物就能维持钻井液的携屑能力。传统的粘土/木质素磺酸盐/褐煤钻井液要求pH值最小为9,在高温情况下,木质素磺酸盐/褐煤会降解。由于滤饼的结构中含有褐煤,当褐煤降解后,滤饼破裂导致滤失量增加,在高温环境中流变性控制是最困难的。
白劳德钻井液公司研制的新一代水基钻井液体系,是用低浓度的膨润土(14.25~22.8 kg/m3)配制的。最初的配方中没有聚合物絮凝剂,但在温度为176.6~218.3e的地层深度时开始使用聚合物絮粘,当井深达到5791.2 m或温度达到177e时,把开钻钻井液转化成抗高温水基钻井液。在此之前,维持钻井液为低固相、非分散和低pH值的海水钻井液。如果必须用膨润土处理钻井液,应以1.43kg/m3的增量加入膨润土。当膨润土量降低时,加入纯高分子量合成基聚合物维持钻井液的悬浮能力、降低流变性,以保证井眼清洁。使用水力旋流器和有4层网筛的振动筛控制低的固相含量。在井深4570 m时,使用钻井液冷却器把管汇的温度降低了11.1e,以此降低井下循环温度。钻井液配方中不推荐使用大量的抗高温絮凝剂,当需要时使用少量的抗高温絮凝剂;在井深5486.4 m时,高温高压滤失量应控制为40~50 mL,而当钻达井深6400.8 m时,高温高压滤失量应控制为20 mL。表1是密度为1.54 g/cm3的现场钻井液试样性能的对比,进一步证实了水基钻井液的高温稳定性。很明显,钻井过程中水基钻井液并没有因起下钻而发生胶凝,在停止循环前,钻井液在204e的井底停留了48 h,性能稳定。
使用抗高温水基钻井液在莫比尔湾打了很多井,现场应用表明,由于配方中限制使用了褐煤和褐煤衍生物,钻井液中膨润土的含量低以及使用了合成基聚合物和共聚物,避免了钻深井时因稳定引起的胶凝问题和二氧化碳造成的污染。
表1 密度为1.54 g/cm3的现场钻井液试样性能体系FVsPVmPa#sYPPaGelPaFLHTHPmL入井钻井液51 25 4.8 6.7 20.8出井钻井液50 23 4.8 5.8 22.8井下钻井液55 27 3.4 6.2 28.651近期问世的新型钻井液体系[14]
(1)UltradrillTM水基钻井液 M-I钻井液公司研制成功了新一代稳定井眼的水基钻井液)))Ul-tradrillTM。该体系使用了3种专利添加剂,即页岩稳定剂、包被聚合物和沉降抑制剂。UltradrillTM水基钻井液已成功用于各种钻井环境,包括水深超过2865.12 m的深水钻井、井段长度超过2286 m的大陆架钻井和水平井钻井。在陆上地区,用水基钻井液UltradrillTM钻了2217.42 m的易发生复杂情况井段,结果表明,比使用常规水基钻井液的邻井提前5 d完钻,与用油基钻井液所钻的类似井段的钻进时间相同。UltradrillTM水基钻井液已成为油基钻井液的替代品。
(2)DFXTM水基钻井液 Ambar Lone star钻井液服务公司研制出一种稳定井眼的水基钻井液)))DFXTM体系。已在墨西哥湾进行了7次现场试验,在井下温度为177e和钻井液密度为2.05 g/cm3的条件下钻井深度达到6400.8 m。
(3)Hydo-Guard水基钻井液 白劳德钻井液公司研制出一种可以替代油基钻井液的水基钻井液)))Hydo-Guard。该钻井液使用了2种专利聚合物添加剂,这2种添加剂结合在一起能在钻井液与活化粘土之间形成水屏障。水基钻井液Hydo-Guard已在8口深水钻井和4口陆地钻井中应用。
(4)DeepDrillTM钻井液 Newpark钻井液公司在墨西哥湾使用自己研制的DeepDrillTM钻井液已多年,并使用了包括成膜剂、润滑剂在内的数种添加剂。
(5)低固相油基钻井液 M-I Norge and Statoil公司研制出了一种低固相油基钻井液。该钻井液是一种专门在高压储层的水平井段中使用的压井剂。
在钻井过程中,要求钻井液的密度为1.65 g/cm3,而且在设计钻井液时要求将固相含量控制到最低,以克服常规油基钻井液因固相含量高造成的地层损害。为了缩短钻井时间和节约钻井成本,选择了油为连续相的钻井液。将密度为2.20 g/cm3的甲酸铯加入到油盐水比为40B60的钻井液中,达到了理想的密度。
61微泡沫钻井液[15]
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