甲酸鹽無固相鉆井液1>鉆井液性能特點。20世紀80年代的研究結(jié)果表明，一價甲酸鹽能夠作為常規(guī)聚合物如XC的高溫穩(wěn)定劑〔121。1996年Mobil首次用甲酸鹽鉆井液鉆高溫高壓井并獲得了成功。在甲酸鹽的作用下，聚合物可以抗154 0C的高溫，鉆井液能高效地清洗井底，機械鉆速較常規(guī)鉆井液提高2000，無油層損害，表皮系數(shù)為零，泥餅薄且易清除，薪土抑制性好。其后3年中，Mobil用甲酸鉀聚合物鉆井液在德國北部鉆了巧口深氣井，均取得了較好的效果。

 

  1999年甲酸艷鉆井液也投人了使用〔1512)鉆井液組成與作用原理。高密度甲酸鹽鉆井液在高溫下與黃胞膠增豁劑相配合，不需要使用膨潤土，黃胞膠的剪切稀釋性和固相的減少使甲酸鹽鉆井液的摩擦壓力損耗低，因此當量循環(huán)密度也降低。現(xiàn)場應(yīng)用表明，甲酸艷鉆井液比油基鉆井液具有更低的當量循環(huán)密度，而當量循環(huán)密度常用來衡量高密度鉆井液性能的好壞。為形成良好的濾餅和有效封堵地層，加入碳酸鈣顆粒，形成的碳酸鈣泥餅可以在完井后通過酸化等方法除去，不污染油氣層。

 

  常用處理劑與甲酸鹽鉆井液的配伍性好，所以抗高溫鉆井液處理劑在甲酸鹽鉆井液中仍然發(fā)揮作用，甲酸鹽還能提高聚合物的高溫穩(wěn)定性和熱穩(wěn)定性。例如，XC在淡水中的臨界溫度為123 "C，加人甲酸艷、甲酸鈉和甲酸鉀時，可分別升高到160,174和200 0CEI61，這也是甲酸鹽鉆井液作為抗高溫鉆井液的重要原因。

 

  甲酸鹽在水溶液中以Na+, K+, HCOO一和CS+的離子存在，除了具有Na+, K+的作用外，還具有HCOO一的獨特作用。這主要體現(xiàn)在甲酸根和水分子之間可以形成氫鍵，同時吸附在豁土端面的甲酸根之間也可形成氫鍵。研究認為甲酸鹽具有高溶解度、高密度、高pH值、低結(jié)晶點的特性，隨堿金屬原子量的增加，飽和濃度、飽和密度、 pH值變大，結(jié)晶點更低。甲酸鹽鉆井液具有很強的抑制性。經(jīng)實驗研究，甲酸鹽鉆井液抗固相污染能力強，濃度為85.5 kg/m3的甲酸鹽鉆井液在85.5 kg/ M3的污染下流變性不受影響川〕。

 

  3)現(xiàn)場應(yīng)用。①在德國海濱的Walsrode和Soehlingen地區(qū)，高溫高壓井的井底溫度達到了162. 8 0C，選用甲酸鉀和甲酸鈉的混合溶液作基漿鉆井液與完井液2009年9月鉆井取得了成功['s]o② Belanak油田在印度尼西亞的沿海(Natuna海)，該油田油層溫度達157 C，水平井段為1 064^-1 368 m，其中有特別彎曲的井段。

 

  用低固相甲酸鈉鉆井液鉆了6口井，甲酸鈉的濃度為85. 5 kg/ M3，經(jīng)測定XC等聚合物在該甲酸鈉濃度下的抗溫性能好，鉆井液在高溫、固相污染下的流變性均不受影響仁"-'910 )Kvitegjorn氣藏是北海地區(qū)挪威區(qū)塊上的另一個高溫高壓凝析氣藏，井底溫度為145℃。在2004至2005年，已經(jīng)使用密度為2.02 g/cm3的甲酸艷鉆井液鉆進多口井的高壓高溫油氣層，鉆進中循環(huán)當量密度很低。其中A-04井是Kvitebjorn油田的第1口井，利用甲酸艷鉆井液取心后測井成功。300 m割縫防砂篩管在從甲酸艷鉆井液轉(zhuǎn)換成完井液的過程中沒有發(fā)生任何事故。鉆進中損失28. 5 m3甲酸艷鉆井液。為取心等有8次全程起下鉆，共漏失7. 56 m3鉆井液。在Kvitebjorn氣藏的第2口井(A-05井)漏失30. 07m3鉆井液，少于估量值(36 m3)，中間有7次全程起下鉆，漏失3.02 m3鉆井液。充分說明了使用甲酸艷鉆井液時，井內(nèi)波動壓力低，密度窗口有一定擴展，有利于控制鉆井液的漏失。

 

  4)甲酸鹽鉆井液現(xiàn)場維護處理技術(shù)。①控制pH值，提高緩沖能力。甲酸鹽鉆井液中的pH值緩沖劑由碳酸鹽/碳酸氫鹽緩沖劑組成，即使在體系中混人大量CO:仍能保持 pH值為9^-11。該緩釋劑保證了pH值降低的限度，在緩沖體系中無論混人了多少COZ, pH值都不會低于6. 0-6. 5。有2種情況可能影響緩沖效果:一是體系中有各種離子與碳酸鹽反應(yīng)形成沉淀，另一種情況為碳酸鹽遇到酸性氣體，比如C02 , H2 S變?yōu)樘妓釟潲}。對于第一種情況，離子反應(yīng)消耗掉了緩沖劑，需要及時補充緩沖劑。第二種情況，緩沖劑仍然存在，但是喪失了高緩沖能力，需加入KOH來將碳酸氫鹽變?yōu)樘妓猁}。

 

  ②超低分子量PAC的使用。在甲酸鹽鉆井液中，超低分子量的PAC能較好地提高濾失性和頁巖抑制性。在Kvitebjorn地區(qū)，因鉆前巖心測試返排率太低，開始放棄使用PAC。有新的研究表明:低返排率的巖心測試很可能是人工巖心的問題而不是PAC的問題。加人PAC明顯降低了高溫高壓濾失量(從11^30 mL降低到5. 8^-16 ml,)，同時因提高了頁巖穩(wěn)定性，當量循環(huán)密度也有所降低[2o1現(xiàn)場和實驗研究都表明，甲酸鹽鉆井液密度可調(diào)節(jié)性大，因其無固相，抗高溫、抑制性強，可解決困擾當前深井鉆井中的流變性難控制問題，處理井下復(fù)雜事故容易，保護油氣層，有利于環(huán)境保護，所加處理劑類別少，易維護，是一種較理想的抗高溫鉆井液，但還需進一步降低成本。目前對甲酸鹽鉆井液提高聚合物抗高溫的機理研究還很少。

 

  無膨潤土抗高溫鉆井液M-1公司X21〕設(shè)計了一種獨特的水基鉆井液，在Kalinovac和Molve氣田的5口高溫高壓井中成功應(yīng)用，其中4口井井斜較大。實驗研究、現(xiàn)場應(yīng)用、油藏調(diào)查結(jié)果表明，該鉆井液的表皮損害小，應(yīng)用井的產(chǎn)能高，因此不需要實施額外的增產(chǎn)措施，從而降低了開發(fā)成本。該體系在180^-220 0C下保持穩(wěn)定。

 

  1)鉆井液組成為:乙烯酞胺和磺化乙烯的共聚物，用于降低濾失量，抗溫達200℃;達到API標準的改性勃土，提供基本私度;具有不同顆粒大小分布的碳酸鈣顆粒，滿足橋接堵漏和提供密度的需要;三氮雜苯基流體的H2S凈化劑，抑制硫化物;水溶的緩蝕劑，防止工具失效;亞硫酸鈉，提高聚合物熱穩(wěn)定性;氧化鎂，作pH緩沖劑;乙二醇，用作潤滑劑。

 

  2)鉆井液應(yīng)用情況。在第1口井中被迫加人巧kg/m3的豁土來形成泥餅、降低濾失量，但是加大了造成油層損害的危險。為了保持鉆井液的穩(wěn)定性，需要加人褐煤樹脂，但其對油層也有傷害，所以立即采用了非褐煤樹脂的成分，調(diào)整了鉆井液配方。鉆井液密度比預(yù)期值高，進人油層后鉆井液密度最后達到了1. 30 g/cm3，加人了200 kg/m3的氯化鈉和碳酸鈣，為調(diào)節(jié)流變性又加人了10 kg /M3的膨潤土。采取這些措施之后重新開鉆，一直鉆到預(yù)定深度，沒有出現(xiàn)問題，但表皮系數(shù)達到22.9，表明已傷害地層;所以需要在體系中加人XC和丙烯酞胺共聚物代替膨潤土。

 

  第2口井鉆井液中不含膨潤土，濾失量大于20mL，加人褐煤樹脂后濾失量降低到預(yù)定要求。因鉆井液密度達1.40 g/cm3，所以要求鉆井液有很好的懸浮性，在鉆井液中加人XC后達到了要求。其中XC有不抗高溫的隱患，但在高鹽度的環(huán)境下XC的穩(wěn)定性會增強，而且乙烯酞胺磺化乙烯共聚物、氧化鎂、亞硫酸鈉等會提高其穩(wěn)定性。在井下實際情況中，鉆井液的攜巖性獲得了解決，鉆井液在井下56 h后仍然保持穩(wěn)定。在鉆井液中加人更多的聚合物和碳酸鈣能提高其流變性，且不會引起膠凝。

 

  第3,4,5口井鉆井液體系組成和第2口井基本一樣，不同的是加大了乙烯酞胺磺化乙烯共聚物的第26卷第5期朱寬亮等:抗高溫水基鉆井液技術(shù)研究與應(yīng)用現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢(I)濃度(30 kg/m' )，降低了褐煤樹脂的濃度(15^,30kg/m' )。用生物聚合物提高鉆井液清洗井底及攜巖能力，在鉆井中沒有發(fā)生與鉆井液有關(guān)的問題，油層無污染，無需增產(chǎn)措施。

 

  現(xiàn)場應(yīng)用表明，該鉆井液可用于180-200℃高溫地層，使用乙烯酞胺和磺化乙烯的共聚物降低濾失量，該鉆井液可以把地層損害降到最低程度，同時可使氣井的產(chǎn)量提高15100-2790o。配合軟件預(yù)測ECD,ESD，鉆井過程順利。

 

  抗高溫硅酸鹽鉆井液硅酸鹽鉆井液因其良好的抑制性、低成本、環(huán)保等優(yōu)點受到了重視，近年來有廣泛的應(yīng)用，因硅酸鹽鉆井液的抑制性不受高溫的影響，國外開發(fā)了抗高溫的硅酸鹽鉆井液。

 

  斯倫貝謝公司的Wael M. El Essawy[Zz〕經(jīng)過研究得出:抗高溫硅酸鹽鉆井液的一個重要特點是它的高pH值。在高溫下天然和改性聚合物都開始降解，高溫降解的一個重要原因是聚合物和氧以及自由基發(fā)生氧化反應(yīng)，可通過加人犧牲劑除去氧和自由基。但是犧牲劑的效果會受到鉆井液密度和過高溫度的限制。硅酸鹽鉆井液中很少有鹽，所以不能通過加人充足的鹽來除去氧，而且硅酸鹽的高pH值使聚合物更容易降解，所以抗高溫硅酸鹽鉆井液需要加人既能抗高溫而且能耐高pH值的聚合物。

 

  需要找到能在高溫下流變性穩(wěn)定且160℃高溫高壓濾失量不超過30 mL的產(chǎn)品。

 

  Wael M. EI Essawy最初為提高聚合物(聚陰離子纖維素和生物聚合物)的抗溫性，加入了高溫穩(wěn)定劑及褐煤降勃劑，還加人了褐煤樹脂來降低濾失量。測試表明，該體系具有低的API濾失量，但是高溫高壓濾失量極高。其后決定用不同種類和級別的聚陰離子纖維素及其替代物，同時加人改性瀝青來降低濾失量，還加人了抗高溫淀粉，但是這些都不能降低高溫高壓濾失量。最后采用了合成聚合物，同時檢驗聚合物的配伍性，通過測試了上百種體系后，選用了一種能在163 0C和高pH值下保持穩(wěn)定的共聚物，用其配制的體系能很好地提高鉆井液性能，且能減少不必要的添加劑用量，從而能降低成本?？垢邷毓杷猁}鉆井液配方為:

 

  1. 4 0 o KCl + 0. 07 0 o NaZ C03 +0. 285%常規(guī)PAC十0. 3 0 o UL PAC+4. 2%抗高溫聚合物+0. 2 0 o XC+2.282 0 o Nat Siq十改性瀝青+1.14%胺基高溫犧牲劑+29%重晶石(體系的pH值為11.3)經(jīng)過實驗，該鉆井液性能重復(fù)性好，在160℃熱滾16h后高溫高壓濾失量僅為5 mL。良好的鉆屑包被性是硅酸鹽鉆井液的一大特點，硅酸鹽鉆井液在鉆井的各個階段都不會出現(xiàn)抑制性問題，即使高溫高壓濾失量高達50^-70 mL時，上返的鉆屑也是分散的且鉆屑內(nèi)部是干的。用同樣的鉆頭鉆進，硅酸鹽鉆井液能提高3000^60%的機械鉆速。在維護中可加人NaOH以緩解硅酸鹽的消耗。

 

  因為高固相含量且對鉆屑的低容限，高密度硅酸鹽鉆井液的濾失量仍然比較難控制。抗高溫硅酸鹽鉆井液的濾失控制仍然需要研究，尋找廉價的、性能好的硅酸鹽鉆井液用抗高溫降濾失劑，使其能在高密度的條件下有效降低鉆井液濾失量，極其有意義。另外，還需要發(fā)展廉價的抗高溫降戮劑。

 

  抗高溫聚合醇聚合物高密度鉆井液在中國海南省瓊東南盆地，M-I公司承鉆了亞成21-1-4井，該井完鉆井深為5250m，井底溫度為212 0C，地層孔隙壓力當量密度為2. 21 g/cm'。該井采用新型的鉆井液和合理的鉆井液設(shè)計，鉆井中沒有出現(xiàn)鉆井液引起的大問題。

 

  該井在(/) 508 mm井段開始采用KCl聚合物鉆井液。隨著井底溫度的升高，鉆井液性能開始惡化，因此加人抗高溫的鉆井液處理劑，將鉆井液轉(zhuǎn)換成抗高溫的聚合醇聚合物水基鉆井液，密度達到1.92g/cm3。該鉆井液在遠東地區(qū)有過良好的使用紀錄，特別是在越南和馬來西亞，這2個地區(qū)應(yīng)用井的井底溫度高達210℃。

 

  該鉆井液的組成為:聚合醇，主要作頁巖抑制劑，同時作潤滑劑;少量懷俄明膨潤土(17 kg/m'),提供基本豁度;同時加人了反絮凝劑以控制靜切力;降濾失劑從下面幾種中選擇:一種磺化聚合物、磺化瀝青、人工合成聚合物和一種樹脂和褐煤衍生物的復(fù)合物;每種添加劑都具有增豁作用，需通過實驗來確定加量;CaSO;的加量小于2. 85 kg/m3，提供可溶鈣來減少碳酸鹽和碳酸氫鹽的污染;聚合物高溫穩(wěn)定劑，用有機胺提高體系中纖維素、淀粉和生物聚合物的高溫穩(wěn)定性;低分子量聚合物降勃劑，控制赫度和靜切力。實驗表明，鉆井液的性能穩(wěn)定。

 

  在(h 311. 1 mm井段，仍然用抗高溫的聚合醇聚合物鉆井液，將密度提高到2. 2 g/cm3。與合成基鉆井液相比，水基鉆井液有如下優(yōu)勢:漏失現(xiàn)象較合成基鉆井液輕;(f) 228. 6 mm井段水泥膠結(jié)效果好;測井順利。該鉆井液的主要難點在于保持鉆井液熱滾前后的性能穩(wěn)定;保持低的靜切力;降低重晶化:一種在老化容器中老化45 d，另一種在砂巖巖心石的沉降，減少鉆井液的分離;提高鉆井液的抗污染中老化110 d(最終從巖心上分離)。結(jié)果表明:傳統(tǒng)能力。在高溫靜止和高溫循環(huán)的條件下，傳統(tǒng)的纖的容器老化方法不能反映地層實際情況。該實驗?zāi)烤S素和淀粉聚合物降濾失劑都會熱降解。因此，使的是為了證明頁巖抑制劑在巖心中吸附和老化較其用了人工合成的高分子量聚合物，但是也提高了鉆在老化容器中老化有更好的熱穩(wěn)定性。實驗前需要井液赫度。初始鉆井液密度為1. 4 g/cm'，鉆至井考慮的問題有:化學(xué)劑選用、巖心的孔隙度、巖心材深4 750 m左右時鉆井液密度高達1. 8 g/cm'。通料、鹽的選用、浸滯程度及長時間保持系統(tǒng)完整。

 

  過合理調(diào)整各處理劑的加量，保持了較好的流變性。