劉政, 李俊才, 李軒, 李茂森, 胡靜, 范勁
(1.中國石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司鉆井液技術(shù)服務(wù)公司,成都610051;2. 中國石油集團(tuán)川慶鉆探工程有限公司生產(chǎn)運(yùn)行部,成都610051)
目前,鉆井液公司的油基鉆井液技術(shù)達(dá)到國際水平,實(shí)現(xiàn)了國產(chǎn)化,但是油基鉆井液具有一些缺點(diǎn),如成本高,易污染地下環(huán)境,油基巖屑及廢棄油基鉆井液處理難度大,堵漏成功率低、固井水泥膠結(jié)質(zhì)量差等[1-2]。近年來,頁巖氣的大規(guī)模商業(yè)化開發(fā)迫在眉睫,因此需要研發(fā)一套適合頁巖氣水平井的高性能水基鉆井液體系[3-4]。鉆井液公司2015年研發(fā)了CQH-M1高性能水基鉆井液體系,該體系是在經(jīng)典的聚磺體系的基礎(chǔ)上優(yōu)化而成,已完成進(jìn)尺8萬余米,實(shí)現(xiàn)了“水替油”,但是該體系的色度、含磺化類處理劑等指標(biāo)不能滿足新環(huán)保法的要求。2017年開始研發(fā)CQH-M2高性能水基鉆井液體系,該體系是全聚合物體系,色度淺、不含磺化類處理劑,更加環(huán)保。
龍馬溪組頁巖主要由黏土、方解石、石英等礦物組成,其中脆性礦物方解石、石英和長石的含量在56.58%~67%。脆性礦物含量高,說明龍馬溪組頁巖的脆性高,鉆進(jìn)過程中易發(fā)生突發(fā)掉塊卡鉆復(fù)雜。龍馬溪組頁巖存在明顯的微裂縫和微孔洞。從力學(xué)方面講,微裂縫和微孔洞的存在將降低頁巖的力學(xué)性能。在液柱壓力、毛細(xì)管力等外力的作用下,鉆井液濾液沿著微裂縫、微孔洞進(jìn)入頁巖。一方面會促進(jìn)鉆井液濾液與頁巖中黏土礦物的作用,黏土礦物吸水膨脹,頁巖強(qiáng)度減弱,井壁易失穩(wěn)[5];一方面會引發(fā)水力劈裂作用,促進(jìn)頁巖破裂。綜上所述,強(qiáng)化封堵是CQH-M2高性能水基鉆井液體系的重點(diǎn)。
川渝地區(qū)龍馬溪組頁巖的微裂縫和微孔洞發(fā)育,微裂縫和微孔洞被鉆井液侵入后,易引起井壁失穩(wěn)等井下復(fù)雜事故[6]。針對龍馬溪組頁巖井壁易失穩(wěn)問題,采取以下3個方面的技術(shù)對策:①選取適當(dāng)?shù)你@井液密度以平衡地層坍塌壓力;②強(qiáng)化CQH-M2高性能水基鉆井液的化學(xué)抑制性能,防止頁巖吸水膨脹失穩(wěn);③控制CQH-M2高性能水基鉆井液具有低的高溫高壓濾失量,一般控制高溫高壓濾失量小于6 mL。
目前,川渝地區(qū)頁巖氣水平井的水平井段長度在1 500~2 500 m,水平段長,對CQH-M2高性能水基鉆井液的潤滑性能要求高。然而,水基鉆井液的潤滑性和油基鉆井液相比差很多,存在本質(zhì)區(qū)別,這是CQH-M2高性能水基鉆井液的一大難點(diǎn)[7]。
針對水基鉆井液潤滑性差的問題,采取以下2個方面的技術(shù)對策:①在CQH-M2高性能水基鉆井液中引入可生物降解的環(huán)保型碳醇類潤滑劑TFE,增強(qiáng)潤滑性,控制鉆井液的潤滑系數(shù)小于0.1;②在CQH-M2高性能水基鉆井液中引入適量白油,進(jìn)一步提高鉆井液潤滑性能,解決長水平段水基鉆井液摩阻、扭矩大的難題。
通常,川渝地區(qū)頁巖氣水平井的水平段長在1 500~2 500 m。水平段長,φ215.9 mm井眼,井眼小,環(huán)空間隙小,泵壓較高,排量受限,水平段易形成巖屑床,易誘發(fā)井下復(fù)雜。水平段易形成巖屑床的問題,可以從3個方面來解決:①工程上在現(xiàn)場泥漿泵的能力范圍內(nèi),盡量提高鉆進(jìn)排量;②CQH-M2高性能水基鉆井液保持較高的終切力和低剪切速率黏度,終切力在8~20 Pa較合適,旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)6 r/min讀值在5~9較合適;③工程上接立柱時多拉劃,水平段每鉆進(jìn)400~600 m短程起下鉆1次,破壞巖屑床。
2.1.1 抑制劑
選用粒徑2.00~4.00 mm的龍馬溪組頁巖巖屑做滾動回收實(shí)驗(yàn),在130 ℃下熱滾16 h后用孔徑0.25 mm的分樣篩回收。清水、 1%胺基抑制劑、10%高價金屬離子、 20%高價金屬離子、 復(fù)合電解質(zhì)溶液A、 B、 C的滾動回收實(shí)驗(yàn)結(jié)果分別為37%、53%、82%、91%、92%、98%和97.5%。可以看出,除1%胺基抑制劑外,其余樣品對頁巖巖屑均有較好的抑制性能。其中復(fù)合電解質(zhì)溶液B、C的滾動回收率較高,所以優(yōu)先選擇復(fù)合電解質(zhì)溶液B作為CQH-M2高性能水基鉆井液體系的抑制劑組合。復(fù)合電解質(zhì)溶液B是由二價金屬離子與K+相結(jié)合而形成,通過離子交換作用,二價金屬離子和K+與黏土晶格里的Na+發(fā)生交換,壓縮黏土膠體的雙電層,從而控制頁巖中黏土的水化分散。
2.1.2 降濾失劑
選用聚合物類降濾失劑PAC-LV、REDUL200、TFJ、TFB,磺化樹脂類降濾失劑SMP-2,褐煤類降濾失劑RSTF,按實(shí)驗(yàn)配方配制的鉆井液在130 ℃下高溫滾動16 h后,測試130 ℃高溫高壓濾失量,結(jié)果見表1。表1數(shù)據(jù)顯示,在復(fù)合電解質(zhì)溶液B中,常用的降濾失劑基本失效,5#實(shí)驗(yàn)配方的降濾失劑效果最好,130 ℃高溫高壓濾失量為4.8 mL;TFB是長江大學(xué)合成的新型抗高濃度高價金屬離子聚合物降濾失劑,主聚合物是丙胺酮,分子量較小,一般在5 000~10 000,分子結(jié)構(gòu)中主鏈全是以苯環(huán)和C—C單鍵的形式存在,支鏈上的親水基團(tuán)有羧基、腈基、羥基等,在高濃度金屬離子和高溫條件下,TFB不斷鏈,穩(wěn)定性好,因此選用TFB作為CQH-M2高性能水基鉆井液體系的降濾失劑。
表1 降濾失劑優(yōu)選結(jié)果(130 ℃、16 h)
2.1.3 潤滑劑
商業(yè)銀行在與互聯(lián)網(wǎng)金融合作時,主要的目標(biāo)有兩個:⑴信息實(shí)現(xiàn)共享。商業(yè)銀行需要利用購物網(wǎng)站與第三方支付平臺對客戶的消費(fèi)數(shù)據(jù)進(jìn)行收集,并在此基礎(chǔ)上提供相應(yīng)的營銷策略與服務(wù);互聯(lián)網(wǎng)機(jī)構(gòu)則需要利用商業(yè)銀行來得到所有行業(yè)領(lǐng)先企業(yè)的相關(guān)信息;⑵實(shí)現(xiàn)平等配置金融資源。商業(yè)銀行需要對自身的優(yōu)勢資源進(jìn)行整合,妥善處理中小企業(yè)進(jìn)行融資時所遇到的問題。利用由互聯(lián)網(wǎng)金融所收集的交易數(shù)據(jù)將商業(yè)銀行在風(fēng)險管理方面的優(yōu)勢充分發(fā)揮出來,進(jìn)而為各中小企業(yè)建立起一個完善的在線融資平臺。
選取HB-1、DFR-3、TFE、聚合醇等潤滑劑,進(jìn)行潤滑劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn),按實(shí)驗(yàn)配方配制的鉆井液在130 ℃下高溫滾動16 h后,測定鉆井液在50 ℃下的性能,實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。
表2 潤滑劑優(yōu)選結(jié)果(130 ℃、16 h)
由表2可知,潤滑劑TFE的極壓潤滑系數(shù)最低0.084,其潤滑性能好,并且其流變性能和高溫高壓濾失量都較好;TFE屬于碳醇類潤滑劑,支鏈含有親水基團(tuán)羥基,在水基鉆井液中溶解性好,主鏈?zhǔn)怯H油基團(tuán),吸附在頁巖表面,形成一層油膜,從而起到潤滑作用;TFE中不含油,是一種環(huán)保型潤滑劑,因此選用TFE作為CQH-M2高性能水基鉆井液體系的潤滑劑。
2.1.4 封堵劑
目前常用的封堵劑主要包含瀝青類、納米封堵類、惰性固相類。該實(shí)驗(yàn)選取的封堵劑有Soltex、YH150、石蠟乳液、DFD-1、TFT、超細(xì)碳酸鈣(1 200目,12 μm),按實(shí)驗(yàn)配方配制的鉆井液在130℃下滾動16 h后,測定鉆井液在50 ℃下的性能,結(jié)果見表3。表3數(shù)據(jù)顯示,幾種封堵劑中,TFT的封堵效果最好,130 ℃的高溫高壓濾失量為4.2 mL;TFT是一種磺化瀝青類封堵劑,易分散在水基鉆井液中,軟化點(diǎn)低,90~100 ℃;TFT的分子中含有磺酸基,水化作用強(qiáng),當(dāng)吸附在頁巖表面時,可阻止頁巖的水化分散,不溶于水的部分,可以起到填充裂縫的封堵作用;同時,封堵劑TFT對鉆井液的流變性能影響不大,因此選用TFT作為CQH-M2高性能水基鉆井液體系的潤滑劑。
表3 封堵劑優(yōu)選結(jié)果(130 ℃、16 h)
2.2.1 基本性能
經(jīng)過主要處理劑優(yōu)選,確定了CQH-M2高性能水基鉆井液體系的配方如下。
復(fù)合電解質(zhì)溶液B+0.5%主聚合物+10%TFB+2%TFE+3%TFT+2%白油+重晶石
密度為2.20 g/cm3的CQH-M2高性能水基鉆井液在130 ℃老化不同時間后,50 ℃測其性能,結(jié)果見表4。由表4可知,隨著老化時間的增長,塑性黏度和靜切力略有減小,鉆井液整體流變性能穩(wěn)定,具有較高的塑性黏度和低的靜切力;130 ℃高溫高壓濾失量都在5.0 mL以內(nèi),高溫流變性和降濾失穩(wěn)定性良好。
表4 CQH-M2高性能水基鉆井液130 ℃老化后的性能
2.2.2 抑制性
2.2.3 封堵性
配制密度2.20 g/cm3的CQH-M2高性能水基鉆井液,測定130 ℃高溫高壓濾失量,每5 min記錄一次濾失量,共計(jì)測定1 h,結(jié)果見圖1和圖2。
圖1 CQH-M2高性能水基鉆井液濾失量隨時間變化圖
圖2 CQH-M2高性能水基鉆井液的高溫高壓泥餅圖
由圖1、圖2可知,鉆井液130 ℃高溫高壓初始5 min濾失量為1.5 mL,30 、60 min累計(jì)濾失量為3.4 和3.6 mL,30 min后濾失量趨于零,有很好的即時和長效封堵效果;濾餅質(zhì)量薄而有韌性,封堵效果好。
2.2.4 抗污染性能
川渝地區(qū)龍馬溪組頁巖層含水量和含鹽量都較低,巖屑污染是CQH-M2高性能水基鉆井液的主要污染源,因此室內(nèi)只評價巖屑污染情況。在CQH-M2高性能水基鉆井液中加入一定量的巖屑后,130 ℃老化24 h,篩除剩余巖屑后測定鉆井液性能,結(jié)果見表5。從表5可知,巖屑加量為12%時,鉆井液的流變性明顯變差;巖屑加量≤9%時,鉆井液的流變性穩(wěn)定,因此CQH-M2高性能水基鉆井液具有好的抗巖屑污染能力。
表5 CQH-M2高性能水基鉆井液的巖屑污染實(shí)驗(yàn)結(jié)果
威204H11-4井位于四川省內(nèi)江市威遠(yuǎn)縣東聯(lián)鎮(zhèn)牛皮場村5組,是1口頁巖氣開發(fā)井。第四開龍馬溪組地層采用CQH-M2高性能水基鉆井液鉆進(jìn),完鉆井深為5 515 m,井底溫度為135 ℃,水平段長1 800 m,是中國頁巖氣垂深3 500 m以深區(qū)域最長水平井。CQH-M2高性能水基鉆井液于2017年5月2 9日1 4∶50入井,入井井深3 116 m,在龍馬溪組地層鉆進(jìn)進(jìn)尺2 399 m,7月1 4日1 3∶30完鉆。下套管43.5 h,8月7日下完套管,8月9日順利固井,共入井69.92 d。全程鉆井液性能表現(xiàn)良好,井下安全正常。鉆進(jìn)期間CQH-M2高性能水基鉆井液的性能如表6所示。從表6可以看出,在應(yīng)用后期,CQH-M2高性能水基鉆井液體系的塑性黏度、靜切力都成明顯上漲趨勢,流變性控制較困難,但總體性能較穩(wěn)定,井下安全。在以后應(yīng)用中,需要解決后期流變性控制難的問題。
表6 威204H11-4井CQH-M2高性能水基鉆井液性能
該井維護(hù)措施如下:①使用好固控設(shè)備,振動篩使用篩孔為0.064 mm的篩布,一體機(jī)使用篩孔為0.061 mm的篩布,篩布勤檢查,發(fā)現(xiàn)損壞立即更換。振動篩、除砂器、除泥器100%使用,中、高速離心機(jī)配套使用,使用率50%。②由于是新體系第1次投井應(yīng)用,每天加密監(jiān)測鉆井液性能,發(fā)現(xiàn)性能變化,立即分析原因,制定相對應(yīng)的處理措施。③勤觀察振動篩返出巖屑情況,有無掉塊,如果有掉塊,應(yīng)適當(dāng)提高鉆井液密度,提高封堵劑加量,降低鉆井液的HTHP濾失量,提高鉆井液的封堵防塌能力。④勤了解鉆進(jìn)過程中扭矩值的變化,如果扭矩值波動大,或起下鉆摩阻增大,應(yīng)提高潤滑劑和白油的加量,增強(qiáng)鉆井液的潤滑能力。
1.川渝地區(qū)龍馬溪組頁巖的礦物組成及微觀結(jié)構(gòu)研究表明:龍馬溪組頁巖的脆性高,微裂縫和微孔洞發(fā)育,鉆進(jìn)過程中井壁易失穩(wěn)、易發(fā)生突發(fā)掉塊卡鉆復(fù)雜。
2.處理劑優(yōu)選及性能評價表明:CQH-M2高性能水基鉆井液抑制性、封堵性和抗污染性能較好。
3.現(xiàn)場應(yīng)用表明:CQH-M2高性能水基鉆井液滿足威204H11-4井頁巖氣水平井鉆井需要,鉆進(jìn)過程中全程鉆井液性能表現(xiàn)良好,井下安全正常。