下揚子地區抗高溫鉆井液性能的維護技術

譚森（中國石油大學（華東），山東 青島 266580）

下揚子地區抗高溫鉆井液性能的維護技術

譚森（中國石油大學（華東），山東 青島 266580）

在高溫條件下，鉆井液中的各種組分會發生降解、發酵、增稠及失效等變化，從而使鉆井液的性能發生劇變，并且不易調整和控制，大大增加誘發井下復雜情況的可能性。下揚子地區超深井東深1井采用逐步轉換的方法將井漿轉換為抗高溫的鉆井液體系，同時采取有針對性的維護措施穩定鉆井液性能，確保東深1井安全順利完鉆及完井，為下揚子地區抗高溫鉆井液的性能維護積累了經驗。

下揚子；抗高溫；性能維護

東深1井是布置在江蘇省下揚子地區的一口區域探井，井身結構為四開直井，實際完鉆井深6800m。本井從上向下依次鉆遇了第四系、志留系茅山組、墳頭組、高家邊組、奧陶系五峰組、湯頭組、大田壩組、牯牛潭組、大灣組、紅花園組、侖山組、寒武系觀音臺組、炮臺山組合幕府山組。

該井地溫梯度高，井底溫度預計達到180℃以上。在高溫條件下，鉆井液中的各種組分均會發生降解、發酵、增稠及失效等變化，從而使鉆井液的性能發生劇變，并且不易調整和控制，大大增加誘發井下復雜情況的可能性。因此為了滿足東深1井高溫條件下的鉆進及長時間空井的要求，東深1井采用優良的抗高溫鉆井液性能維護技術顯得尤為重要。

1 鉆井液轉化

1.1 抗高溫鉆井液轉化

該井二開使用抗溫140℃的聚胺鉆井液，轉換聚胺鉆井液前充分利用三級固控降低鉆井液的固相含量，含砂量小于0.5%，保證鉆井液擁有較好的流型，粘度控制在50s以內。為防止鉆井液起泡，先按鉆井液循環周加入0.1%聚胺專用消泡劑后，以細流方式按3至4個循環周均勻加入0.2%聚胺，加入地點選擇在除砂器吸入口前，防止聚胺未混合均勻入井。轉換過程中注意測量鉆井液性能，鉆井液粘切保持和轉換前基本接近【1】。

三開使用聚胺聚磺防塌防卡鉆井液，三開前根據配方“一開井漿+0.2~0.3%NH-1+0.2~0.3%PHP+0.6~0.8%NH4HPAN+ 0.1~0.2%CMC+0.5~0.6%KHPAN+1~2%OSAMK+1~2%低熒光防塌瀝青+2~5%潤滑劑”配置好膠液，采取逐步轉化的方法，按循環周多次替入膠液，循環均勻至性能穩定。

四開使用抗高溫聚磺防塌防卡鉆井液，四開前根據配方“2~3%NV-1+0.2~0.3%PHP+3~5%SMP-1+3~5%SMC+1~2% SMT+2~3%高軟化點瀝青+0.2%PAC+0.2%SP-80+5%HLA+ 0.2%KOH+3%PHPT-2+1%SF-1+3%SPNH＋1%抗磨潤滑劑+復合活化重晶石粉”配置膠液，然后采取逐步轉化的方法，分多次替入膠液，保證鉆井液在轉化初期性能不出現較大幅度的波動，確保井壁穩定，然后按照循環周加入，循環均勻至性能穩定。

1.2 轉化效果

東深1井抗高溫鉆井液轉化從二開開始，轉化后順利鉆至井深6800m，測井等完井作業順利完成，鉆井液性能滿足設計和鉆井施工需要，達到了鉆井液轉化目的。

2 鉆井液維護的關鍵措施

(1)嚴格控制鉆井液中固相含量，特別是膨潤土含量，高溫鉆井液中過高的固相含量會使鉆井液抗溫性能變差，導致鉆井液流變性能不穩定，粘度、切力偏高，流動性和攜巖效果差，泥餅質量差，井壁不穩定等，增加鉆井液性能維護的難度和鉆井施工的風險。該井的維護措施是維護、使用好固控設備，充分使用振動篩、除砂除泥器和離心機來清除不同粒徑的固相顆粒；此外還配置膠液稀釋井漿、并利用化學絮凝的方法來減少鉆井液中固相含量。該井6470-6800m井段每次短起下、起鉆時都使用高粘膠液攜帶井底沉砂，增加循環周和處理用時，保證順利完鉆和測井，并有效解決了鉆井液稠化的問題。

(2)因為抗高溫鉆井液比常規鉆井液需要多得多的處理劑才能維護鉆井液性能，且東深1井為一口超深井，隨著鉆井深度的增加，溫度的升高，鉆井液使用時間的加長，鉆井液性能將逐漸破壞，而且深度越大，性能破壞愈劇烈，速度變換也快，因此在施工過程中該井準備一個鉆井液罐配置補充膠液，根據鉆井液性能檢測隨時補充膠液，以彌補深井高溫對鉆井液的破壞作用而帶來的損失，維護好鉆井液的性能。

(3)優選抗高溫的處理劑，關鍵是降濾失劑和稀釋劑，該井選用PHPT-2和SF-1兩種處理劑，利用高溫改善鉆井液體系，將不利因素變為有利因素。

(4)高溫作用后鉆井液PH值會下降，PH值下降程度愈大，會惡化鉆井液性能，破壞鉆井液的熱穩定性，該井施工過程中及時用燒堿調節好鉆井液的酸堿值，對保證鉆井液的性能穩定至關重要。

(5)鉆井液中高濃度重晶石粒子之間的作用不僅對鉆井液沉降穩定性有重要影響，而且還直接增加鉆井液的靜切力與動切力以及鉆井液的表觀粘度。故東深1井施工過程中根據施工情況合理調整鉆井液密度，確保鉆井液性能的穩定。

3 結語

(1)結合工程措施來維護好鉆井液性能，如優選工具和工藝縮短鉆井周期，降低施工風險。

(2)聚胺聚磺鉆井液具有較好的抑制性和防塌性。使用維護好的聚胺聚磺防塌防卡鉆井液，東深1井三開井眼裸露138天，施工過程安全順利。

(3)聚胺聚磺抗高溫鉆井液在使用過程中，氣泡產生多，嚴重影響了前2個循環周泵效和泵壓的穩定，對井控工作產生不利影響，同時現場使用了大量的消泡劑，且效果不理想，建議優選消泡劑，降低表面張力，減弱氣泡的形成。

(4)由于東深1井井眼摩阻較大，因此工程上要求加入大量的潤滑劑，由于潤滑劑補充量過大，粘度上升，導致DS-302使用量較大，后期基本沒有效果，建議提升井身質量控制工藝和技術，以減小鉆井液性能維護的難度。

(5)對于下揚子地區施工周期長的井，建議各開次不使用鉆井液轉化的方法，而是按照鉆井液配方配置新漿替換掉使用時間長的老井漿，以保證鉆井液的各項性能滿足實際施工要求。

[1]趙秀全,李偉平,王中.長深5井抗高溫鉆井液技術.石油鉆探技術.2007,35(6):69-72.