宣 揚(yáng)，劉 珂，郭科佑，宋兆輝，錢曉琳，林永學(xué)

(1.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101；2.中國(guó)石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司，河北 任丘 062552)

0 引 言

順北油氣田位于塔里木盆地順托果勒低隆北緣，儲(chǔ)層平均埋深約為7 300 m以上，屬超深、超高溫、超高壓的海相碳酸鹽巖油氣藏。碳酸鹽巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性極強(qiáng)，裂縫和孔洞多，為有效串聯(lián)多個(gè)溶洞與裂縫，水平井是開發(fā)順北超深油氣資源的主要方式。由于儲(chǔ)層埋藏深、井眼小且軌跡復(fù)雜，順北超深水平井鉆進(jìn)過程中摩阻和扭矩大，常導(dǎo)致起下鉆困難、機(jī)械鉆速慢、托壓甚至卡鉆等井下復(fù)雜問題[1-4]。目前順北超深水平井仍采用傳統(tǒng)的聚磺混油鉆井液體系來降低摩阻和扭矩[5-9]，但原油毒性大，且難降解，增加了廢棄鉆井液的處理難度和成本，若處理不當(dāng)甚至可能導(dǎo)致嚴(yán)重的環(huán)境污染。在滿足超深水平井高溫穩(wěn)定、攜巖和潤(rùn)滑的同時(shí)為緩解環(huán)保壓力，研究了適用于超深水平井的環(huán)保耐溫低摩阻鉆井液體系，并介紹了該體系在順北1-16H井的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果。

1 順北超深水平井對(duì)鉆井液的技術(shù)挑戰(zhàn)

(1) 抗溫穩(wěn)定性。順北超深水平井垂深大于7 000 m，井底溫度為180 ℃，對(duì)鉆井液的抗溫穩(wěn)定性提出了高要求，若抗溫穩(wěn)定性不足會(huì)導(dǎo)致鉆井液流變性調(diào)控困難、高溫高壓失水量大等諸多問題，甚至因高溫降黏作用導(dǎo)致重晶石發(fā)生沉降、運(yùn)移并堆積，造成鉆井液密度不均，繼而導(dǎo)致井漏、沉砂卡鉆、井壁失穩(wěn)等諸多井下復(fù)雜問題[10]。

(2) 潤(rùn)滑降摩。順北超深定向井儲(chǔ)層段井眼小，為149 mm或120 mm，易形成巖屑床，且鉆具柔性大，易產(chǎn)生較大的井下摩阻和扭矩[11-12]，導(dǎo)致定向段、水平段鉆進(jìn)過程中托壓、機(jī)械鉆速慢，甚至發(fā)生起下鉆遇阻、卡鉆等井下復(fù)雜問題[13-18]，極大考驗(yàn)了鉆井液的潤(rùn)滑降摩性能。

2 抗高溫環(huán)保潤(rùn)滑劑SMLUB-ET研究

2.1 潤(rùn)滑機(jī)理

常規(guī)潤(rùn)滑劑分子在高溫和高剪切的雙重作用下將發(fā)生去水化作用，水分子從潤(rùn)滑劑分子鏈上脫附，在相互纏結(jié)的分子鏈之間產(chǎn)生較大的摩擦阻力?？垢邷丨h(huán)保潤(rùn)滑劑SMLUB-ET的主要成分為兩親性脂肪酸酯，由不飽和脂肪酸和多元醇通過酯化反應(yīng)而得，并通過化學(xué)改性添加了-OH、-SO3等多種抗高溫、強(qiáng)極性基團(tuán)，使大量水分子通過氫鍵和偶極的協(xié)同作用“錨固”在酯分子鏈上，形成的水化膜在高溫下不易脫附。因此，摩擦主要發(fā)生在SMLUB-ET分子鏈的水化膜之間，摩擦阻力低。

2.2 潤(rùn)滑性能評(píng)價(jià)

2.2.1 抗溫性評(píng)價(jià)

向4%膨潤(rùn)土漿中加入1%的SMLUB-ET，在不同溫度下老化16 h后，測(cè)其極壓潤(rùn)滑系數(shù)變化，結(jié)果見圖1。由圖1可知，隨老化溫度從100 ℃升至180 ℃，極壓潤(rùn)滑系數(shù)變化幅度較小，始終保持在0.040～0.050。當(dāng)溫度進(jìn)一步升至200 ℃，極壓潤(rùn)滑系數(shù)升至0.085，表明SMLUB-ET抗溫性較好，在180 ℃高溫下能保持優(yōu)異的潤(rùn)滑性能。

圖1 SMLUB-ET在不同溫度老化后的極壓潤(rùn)滑系數(shù)變化

向4%膨潤(rùn)土漿中加入1%的SMLUB-ET，并在180 ℃老化不同時(shí)間，測(cè)試其極壓潤(rùn)滑系數(shù)變化(圖2)。由圖2可知，隨老化時(shí)間從16 h延長(zhǎng)至32 h，極壓潤(rùn)滑系數(shù)從0.035增至0.058，繼續(xù)延長(zhǎng)老化時(shí)間，潤(rùn)滑系數(shù)基本保持不變，96 h后，極壓潤(rùn)滑系數(shù)為0.060。這表明SMLUB-ET長(zhǎng)期抗溫穩(wěn)定性較好。

圖2 SMLUB-ET在180℃老化不同時(shí)間后的極壓潤(rùn)滑系數(shù)變化

2.2.2 質(zhì)量濃度對(duì)潤(rùn)滑性影響

在濃度為40 g/L膨潤(rùn)土漿中加入不同質(zhì)量濃度的SMLUB-ET，考察質(zhì)量濃度對(duì)潤(rùn)滑效果的影響規(guī)律(圖3)。由圖3可知：純膨潤(rùn)土漿的極壓潤(rùn)滑系數(shù)為0.480，加入1 g/L SMLUB-ET后潤(rùn)滑系數(shù)降至0.071，隨質(zhì)量濃度從1 g/L增至10 g/L，極壓潤(rùn)滑系數(shù)降至0.035，相比純土漿降低幅度高達(dá)92.8%，這說明在較低質(zhì)量濃度下SMLUB-ET即可發(fā)揮較好的潤(rùn)滑作用；當(dāng)質(zhì)量濃度為20 g/L時(shí)，潤(rùn)滑系數(shù)略微增大，為0.056，這可能是因?yàn)楫?dāng)質(zhì)量濃度過高時(shí)，兩親性的SMLUB-ET大分子易形成膠束，妨礙了在摩擦表面的單層牢固吸附。

圖3 SMLUB-ET質(zhì)量濃度對(duì)極壓潤(rùn)滑系數(shù)影響

2.2.3 與原油潤(rùn)滑性對(duì)比

混油鉆井液中通常加入原油為60～80 g/L，從成本角度考慮，潤(rùn)滑劑濃度通常為10～30 g/L，因此，在180 ℃下將土漿+10 g/L SMLUB-ET與40 g/L膨潤(rùn)土漿+80 g/L原油進(jìn)行潤(rùn)滑性對(duì)比，結(jié)果見表1。由表1可知：180 ℃下老化16 h，40 g/L膨潤(rùn)土漿加入80 g/L原油，潤(rùn)滑系數(shù)為0.054；40 g/L膨潤(rùn)土漿加入10 g/L SMLUB-ET，潤(rùn)滑系數(shù)僅為0.041；老化96 h后，膨潤(rùn)土漿加入原油和SMLUB-ET的潤(rùn)滑系數(shù)分別為0.078和0.060。這說明在高溫下，較低質(zhì)量濃度SMLUB-ET的潤(rùn)滑效果仍優(yōu)于高含量原油的潤(rùn)滑效果。

表1 SMLUB-ET與原油潤(rùn)滑性對(duì)比(180℃老化)

2.3 環(huán)保性評(píng)價(jià)

對(duì)SMLUB-ET的化學(xué)、生物需氧量、重金屬含量和生物毒性進(jìn)行了檢測(cè)，結(jié)果見表2。由表2可知，SMLUB-ET不含鉻、鎘等重金屬污染物，生物降解率(BOD/CODCr)約為0.15。根據(jù)SY/T 6787—2010《水溶性油田化學(xué)劑環(huán)境保護(hù)技術(shù)要求》中生物降解性的規(guī)定，SMLUB-ET屬于易生物降解(BOD/CODCr≥0.05)的油田化學(xué)劑。SMLUB-ET的96 h生物毒性LC50高達(dá)58 300 mg/L，超過海上油田廢棄鉆井液的一級(jí)排放標(biāo)準(zhǔn)(30 000 mg/L)，屬于無毒油田化學(xué)劑(大于20 000 g/mL)。各項(xiàng)檢測(cè)結(jié)果綜合表明，SMLUB-ET具有優(yōu)異的環(huán)保性能，不會(huì)造成環(huán)境污染。

表2 SMLUB-ET的化學(xué)、生物需氧量、重金屬、生物毒性測(cè)定結(jié)果

3 順北超深定向井耐溫低摩阻鉆井液體系研究

3.1 耐溫低摩阻鉆井液體系配方

針對(duì)順北超深定向井地質(zhì)與工程需求，以抗高溫環(huán)保潤(rùn)滑劑SMLUB-ET為核心，優(yōu)選出抗高溫降濾失劑SMPFL-H、抗高溫防塌封堵劑SMNA-1、抗高溫提切劑SMVIS-1等關(guān)鍵配套處理劑，優(yōu)化各處理劑的濃度，利用處理劑的協(xié)同增效作用，形成了適用于順北超深定向井的耐溫低摩阻鉆井液體系。體系基礎(chǔ)配方：(30～40 kg/m3)膨潤(rùn)土+(1～2 kg/m3)NaOH+(2～3 kg/m3)抗高溫提切劑SMVIS-1+(5～10 kg/m3)抗高溫降濾失劑SMPFL-H+(30～40 kg/m3)磺化酚醛樹脂SMP-2+(30～40 kg/m3)磺化褐煤SMC+(30～40 kg/m3)抗高溫鑲嵌成膜劑SMNA-1+(10～20 kg/m3)超細(xì)碳酸鈣+重晶石+(20～30 kg/m3)抗高溫環(huán)保潤(rùn)滑劑SMLUB-ET。

3.2 耐溫低摩阻鉆井液性能評(píng)價(jià)

對(duì)順北超深定向井耐溫低摩阻鉆井液進(jìn)行了流變性和濾失量評(píng)價(jià)，并與聚磺混油鉆井液進(jìn)行了對(duì)比。耐溫低摩阻鉆井液與聚磺混油鉆井液體系的實(shí)驗(yàn)配方如下。

(1) 耐溫低摩阻鉆井液：30 kg/m3膨潤(rùn)土+1 kg/m3NaOH+2 kg/m3SMVIS-1+8 kg/m3SMPFL-H+30 kg/m3SMP-2+30 kg/m3SMC+30 kg/m3SMNA-1+10 kg/m3QS-2+20 kg/m3SMLUB-ET +重晶石(密度為1.30 g/cm3)。

(2) 聚磺混油鉆井液：30 kg/m3膨潤(rùn)土+1 kg/m3NaOH+30 kg/m3PAC-LV+1 kg/m3CMC-HV+40 kg/m3SMP-2+40kg/m3SMC+20 kg/m3乳化瀝青YK-H+80 kg/m3原油+5 kg/m3乳化劑+重晶石(密度為1.30 g/cm3)。

表3為不同鉆井液體系的流變性和濾失量評(píng)價(jià)結(jié)果。由表3可知，耐溫低摩阻鉆井液180 ℃老化16 h后的黏度和切力相比老化前變化幅度不大，YP/PV為0.36，Φ6∶Φ3為5∶4，流型較好，具備較好的攜巖性能。聚磺混油鉆井液體系老化后黏切降低幅度較大，且動(dòng)塑比僅為0.19，表明耐溫低摩阻鉆井液在高溫下的流變穩(wěn)定性高于聚磺混油鉆井液。耐溫低摩阻體系180 ℃下老化后中壓濾失量和高溫高壓濾失量分別為1.0、11.2 mL，分別低于聚磺混油體系的中壓濾失量(4.2 mL)和高溫高壓濾失量(14.8 mL)，表明該體系的高溫濾失造壁性優(yōu)于聚磺混油鉆井液。

表3 不同鉆井液體系流變性和濾失量評(píng)價(jià)

將室溫配制的耐溫低摩阻鉆井液(密度為1.30 g/cm3)裝于老化罐中，分別在160、180 ℃下靜置3、7 d后測(cè)量鉆井液液柱上部密度和底部密度，采用高溫沉降系數(shù)評(píng)價(jià)鉆井液的高溫靜態(tài)沉降穩(wěn)定性式(1)，結(jié)果見表4。

(1)

式中：SF為鉆井液沉降系數(shù)；ρbottom為鉆井液液柱底部密度，g/cm3；ρtop為鉆井液液柱上部密度，g/cm3。

由表4可知，耐溫低摩阻鉆井液體系具有較好的高溫沉降穩(wěn)定性，180 ℃下不易發(fā)生重晶石沉降等問題。

表4 耐溫低摩阻鉆井液高溫沉降穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

通過極壓潤(rùn)滑實(shí)驗(yàn)和泥餅黏滯系數(shù)實(shí)驗(yàn)考察了順北超深定向井耐溫低摩阻體系的潤(rùn)滑性，并與聚磺混油鉆井液進(jìn)行了對(duì)比，結(jié)果見表5。由表5可知，耐溫低摩阻鉆井液體系基漿的極壓潤(rùn)滑系數(shù)(Cof)為0.25，隨SMLUB-ET的加入，Cof不斷降低。SMLUB-ET的濃度為20 g/L時(shí)，Cof為0.14，當(dāng)濃度增至30 g/L時(shí)，Cof降至0.12。聚磺混油鉆井液體系基漿的Cof為0.31，加入60 g/L原油后Cof降至0.24，繼續(xù)加入原油，Cof降低幅度不大。這表明耐溫低摩阻鉆井液的潤(rùn)滑性優(yōu)于傳統(tǒng)聚磺混油鉆井液。

由表5可知：隨SMLUB-ET濃度增至20 g/L，泥餅黏滯系數(shù)(Kf)從基漿的0.140 5降至0.043 7，進(jìn)一步提高SMLUB-ET質(zhì)量濃度并不會(huì)使泥餅黏滯系數(shù)繼續(xù)降低；聚磺鉆井液基漿中加入60 g/L原油，泥餅黏滯系數(shù)顯著降低，為0.052 4。

上述評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果綜合分析表明，耐溫低摩阻鉆井液體系具有較好的高溫穩(wěn)定性、潤(rùn)滑性、流變性、濾失造壁性等性能，能滿足順北超深定向井施工需要。

表5 耐溫低摩阻鉆井液潤(rùn)滑性評(píng)價(jià)

4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

4.1 順北1-16井基本情況

耐溫低摩阻鉆井液體系在順北1-16H井四開井段進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。順北1-16H井是部署在順托果勒北區(qū)塊順北Ⅰ號(hào)斷裂帶南部的一口超深水平井，目的層位為奧陶系鷹山組，四開分直井段、造斜段、水平段，開鉆井深為7 619.00 m，造斜點(diǎn)井深為7 695.00 m，完鉆井深為8 002.54 m。

4.2 耐溫鉆井液現(xiàn)場(chǎng)配方

現(xiàn)場(chǎng)配方：(25～35 kg/m3)膨潤(rùn)土+(2～3 kg/m3)NaOH+(2～3 kg/m3)SMVIS-1+(5～8 kg/m3)SMPFL-H+(30～40 kg/m3)SMP-3+(30～40 kg/m3)SMC+(30～40 kg/m3)SMNA-1+(10～20 kg/m3)QS-2+重晶石+(20～30 kg/m3)SMLUB-ET(密度為1.29 g/cm3，pH為10)。

4.3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果

4.3.1 摩阻分析

順北1-16H井四開鉆進(jìn)過程中未出現(xiàn)托壓，起下鉆順暢。四開井段摩阻曲線見圖4。由圖4可知，由于該井上部井眼軌跡不規(guī)則，導(dǎo)致直井段7 619～7 695 m處摩阻為140 kN。鉆進(jìn)至造斜點(diǎn)7 682 m時(shí)，加入10 kg/m3環(huán)保潤(rùn)滑劑SMLUB-ET，摩阻降至80 kN。從造斜點(diǎn)開始隨井斜逐漸增至約30 °，摩阻基本保持在80 kN左右。而當(dāng)井斜從30 °增至60 °，摩阻逐漸增至120 kN，這是因?yàn)樵摼狈秶鷥?nèi)鉆具易貼井壁低邊，且易形成巖屑床。為了更好控制摩阻，在井斜超過60 °后將鉆井液中的SMLUB-ET濃度升至20 kg/m3，摩阻隨之降至80 kN，且直至完鉆井深摩阻始終保持在120 kN以內(nèi)，甚至低于造斜前套管內(nèi)摩阻(140 kN)，表明耐溫低摩阻鉆井液具有優(yōu)異的潤(rùn)滑降摩性能。

圖4 順北1-16H四開摩阻曲線

4.3.2 機(jī)械鉆速分析

順北1-16H井四開實(shí)際機(jī)械鉆速為2.35 m/h，設(shè)計(jì)鉆速為2.00 m/h，實(shí)際機(jī)械鉆速比設(shè)計(jì)鉆速高17.5%，表明耐溫低摩阻鉆井液優(yōu)異的潤(rùn)滑降摩性能有利于提高機(jī)械鉆速，從而提升鉆井效率。

5 結(jié) 論

(1) 抗高溫環(huán)保潤(rùn)滑劑SMLUB-ET抗溫達(dá)180 ℃，極壓潤(rùn)滑系數(shù)降低率為92.8%，生物毒性、生物降解性、重金屬含量等指標(biāo)均滿足SY/T 6787—2010《水溶性油田化學(xué)劑環(huán)境保護(hù)技術(shù)要求》，表明SMLUB-ET兼具優(yōu)異的耐溫性、潤(rùn)滑性和環(huán)保性。

(2) 以抗高溫環(huán)保潤(rùn)滑劑SMLUB-ET為核心，形成了適用于順北超深定向井的耐溫低摩阻鉆井液體系。該體系抗溫達(dá)180 ℃，高溫沉降系數(shù)(7 d)為0.516，極壓潤(rùn)滑系數(shù)為0.12，具有較好的抗溫穩(wěn)定性和潤(rùn)滑性，能滿足順北超深定向井施工需要。

(3) 順北1-16H井鉆進(jìn)過程中未出現(xiàn)黏卡、托壓現(xiàn)象，摩阻低，機(jī)械鉆速快，表明耐溫低摩阻鉆井液具有優(yōu)異的潤(rùn)滑降摩性能。