超高温超高密度钻井液室内研究

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1、2013年2月胡小燕等．超高温超高密度钻井液室内研究5超高温超高密度钻井液室内研究胡小燕，王旭，周乐群，张滨，张丽君，王中华(中原石油勘探局钻井工程技术研究院，濮阳457001)[摘要]分析了超深井高温高压条件下钻井液技术难点，采用室内合成的黏度效应低的抗高温降滤失剂MP488，LP：527和HrI'AsP为主处理剂，同时在体系中引入Kcl，制得抗温240℃、密度2．5g／cm3的超高温超高密度钻井液。该钻井液经240℃／16h高温老化后仍具有良好的流变性，高温高压滤失量(180℃)小于25mL。钻井液的抗盐、抗钻屑和黏土污染能力强，页岩一次回收率达99．4％，

2、沉降稳定性好。解决了流变性与滤失量控制难以及黏土高温分散导致钻井液增稠、胶凝等问题。[关键词]钻井液降滤失剂流变性滤失量在超深井钻井过程中，井底可能遇到高温、高散与黏土的种类、温度及作用时间、pH值等密压油气层等复杂情况⋯。当这些复杂情况同时切相关。密度2．3g／cm3的淡水钻井液不同温存在时，要求钻井液在高温、高固相含量的复杂情度老化后的搬土含量测定结果表明，220℃和况下性能稳定，而现有的钻井液体系不能满足这240℃老化后膨润土含量分别为18．4mg／L和一要求旧一J。为此，分析了超高温超高密度钻井27．6mg／L，说明温度升高导致钻井液中的黏土液的技术难点

3、，采用室内合成的黏度效应低的抗颗粒、重晶石中的劣质搬土高温分散，从而导致高温处理剂MP488，LP527和HTAsP怕。等，在室钻井液高温增稠。内配制了抗温240℃、密度为2．5g／cm3的KCl高温条件下处理剂护胶能力变差的原因有：钻井液体系，解决了高温、高固相条件下钻井液的处理剂高温降解、高温解吸附和高温去水化作用。流变性和滤失量控制难题。(1)任何高分子化合物在高温下均会发生降解，这导致钻井液增稠、胶凝甚至固化；(2)高温解吸1实验材料附会直接影响处理剂的护胶能力，使黏土颗粒更膨润土(钙基)、重晶石、磺化褐煤，均取自现加分散，常常表现出流变性失去控制、高温

4、滤失量场；抗高温不增黏降滤失剂MP488、抗高温解絮凝剧增；(3)高温去水化使黏土颗粒表面水化膜变剂LP527∽．7J、抗盐高温高压降滤失剂HTAsP¨j、薄，导致处理剂的护胶能力减弱，表现为滤失量增分散剂)(J、高温保护剂CGw一5，均为室内合成。大、高温胶凝和高温固化等现象。2超高温超高密度钻井液技术难点表1密度2．3g／锄3的淡水钻井液在2．1高温条件下钻井液高温增稠和胶凝不同温度下的性能室内配制了密度2．3g／cm3的淡水钻井液归J，分别经220℃／16h和240℃／16h老化，然后在60℃下测其性能，结果见表l。220℃老化后钻井液的流变性和滤失量均较

5、好，240℃老化后钻井液出现了高温胶凝现象，流变性变差，滤失量增大。钻井液高温条件下增稠、胶凝有两方面原因：注：Ay为表观黏度，Py为塑性黏度，yP为动切力，凡为API滤失量，Hn驴为高温高压滤失量，测定条件180℃、压差3．5一是高温条件下钻井液中的黏土、劣质固相分散mPa，下表同。严重，二是高温条件下处理剂护胶能力变差。在高温作用下，黏土矿物片状微粒的热运动收稿日期：2012一ll—15。加剧，增强了水分子渗入黏土晶层内部的能力，作者简介：胡小燕，助理工程师，2008年毕业于重庆科技学院化学工程与工艺专业，现从事钻井液技术研究工作。使钻井液中黏土颗粒浓度增加

6、。黏土的高温分第，4卷第一期6AD未VA怎NCEsSiI篙NnNEE竺PE二TR赢OCH，EM三ICAE2．2高温、高固相条件下钻井液流变性与滤失量在钻井液中分别加入不同量的LP527，240℃老控制难化16h，在60℃下测其流变性和高温高压滤失量高温条件下，高密度钻井液中处理剂，特别是(180℃)，结果见图1。随着LP：527加量的增大，聚合物类处理剂，断链降解严重，这会导致钻井液钻井液表观黏度下降，高温高压滤失量有所降低。滤失量增大，需要频繁维护。而降低滤失量就必说明LP527能有效分散重晶石，拆散钻井液中的须加大处理剂用量，这又给高密度钻井液带来流网架结构

7、，降低钻井液的黏度，并能降低钻井液的变性控制难的问题。高温高压滤失量。3超高温超高密度钻井液技术思路3．1引入KCl抑制黏土、劣质固相的高温分散冒、、∞衄{●为了考察KCl加量对超高温超高密度淡水钻帕水％井液性能的影响，设计并采用室内合成的处理剂煺＼幽蜊MP488，峭27和HTAsP等配制了密度为2．5惶桴赠鼷g／cm3的淡水钻井液，配方为：1％膨润土浆+惶懈(3—5)％CGW一5+(5～9)％HT’ASP+(1．0～2．O)％MP488+(1．0—3．0)％LP527+NaOH+LP527力口量，％0．5％)(J+重晶石。然后分别加入不同量的图lLP527加量

8、对钻井液性能的影响KCl