抗高温钻井液

抗高温钻井液内容提要

一二三四五六抗高温钻井液简介抗高温钻井液类型抗高温钻井液理论抗高温钻井液处理剂抗高温钻井液案例抗高温钻井液发展方向一、抗高温钻井液简介概念

抗高温淡水钻井液体系主要对付井底温度在140℃以上、易吸水膨胀分散的地层，以防塌、防缩、防漏为主要工作。用途

钻向超深井、复杂井等，在钻井过程中既要做到安全、快速、科学钻进，又要最大限度地保护好油气层。

深井钻井中的主要问题④环境保护问题。③钻井、完井过程中的储层保护效果仍不是很好。②井漏、井斜等井下复杂情况仍是制约钻井速度的瓶颈。①深井钻井周期长、机械钻速低、成本高，在高温、高压及酸性气体的影响下，MWD/LWD工具无用武之地，地下情况的反馈也主要靠钻井液。一、抗高温钻井液简介问题

一、抗高温钻井液简介

①高温高密度钻井液的流变性控制问题:在重晶石加重的高密度钻井液中，高含量的重晶石导致高摩擦压降，高密度带来高固相，而高温降低钻井液的黏土容限，导致重晶石的静态和动态的沉降，危及井的安全。高固相含量引起钻井液黏度、切力过高变稠，同时产生加重剂沉降问题。深井施工中经常因钻井液流动困难、循环阻力大、激动压力高而发生井漏、钻井液失稳、固化、高温胶凝等复杂情况。采用稀释剂减稠进一步恶化加重剂沉降，采用结构稳定剂提高切力以悬浮加重剂会导致流变性变差。经常陷入“加重-增稠-降黏-加重剂沉降-密度下降-再次加重”的恶性循环，高密度钻井液流变性与沉降稳定性控制已成为深井钻井的关键技术。

反映在钻井液上有如下问题:一、抗高温钻井液简介②需要提高机械钻速的抗高温钻井液体系，需要降低钻井液的固相含量，提高钻井液及泥饼的润滑性;③需要环境保护性能好的高性能钻井液。④钻井液中处理剂种类多、用量大，维护困难，处理剂的抗高温性能、耐盐性、抗污染能力都需要提高二、抗高温钻井液类型抗高温淡水钻井液体系主要对付井底温度在140℃以上、易吸水膨胀分散的地层，以防塌、防缩、防漏为主要工作。其技术要点要求钻井液强抑制、有效封堵与造壁、优良流变性，大都采用聚磺水基钻井液体系，如KPAM-聚磺体系、两性聚磺体系、阳离子聚磺体系、聚磺非渗透钻井液等。油基钻井液是一种以油为外向（分散介质）、水为内向（分散质）的乳状液。常用沥青、有机酸、碱、添加剂及柴油混配而成，并采用调节其酸、碱皂及柴油浓度的方法，维护所需黏度及胶凝性能。其含水量不超过5%（有的已扩大到10%以内）油包水型钻井液是一种以油为外向（分散介质）、水为内向（分散质）的乳状液。常用脂肪酸和胺的衍生物、高分子量皂类等乳化剂及水含量来控制流变性及电稳定性。其含水量可高达50%以上。合成基钻井液是以人工合成的有机物为连续相、盐水为分散相，再配合乳化剂、降滤失剂、流型改进剂等，与油基钻井液不同的是将柴油或矿物油换成可以生物降解又无毒的改性植物油类。目前已开发并在现场应用见到效果的有酯基钻井液、醚基钻井液和聚α-烯烃基钻井液三大类，近期又研发出第二代合成基钻井液，主要成分是LAO´s（直链α-烯烃）、LP´s（直链α-石蜡）、LP´s（内α-烯烃）、气制油等。水基合成基油包水基油基三、抗高温钻井液理论高温对黏土的作用1)黏土的高温分散作用

2)黏土的高温聚结作用

3)钻井液中黏土颗粒的

高温钝化通过实验得知，钻井液中黏土的高温分散本质上是水化分散，而高温只是激化了这种作用而已。高温分散作用使钻井液中黏土粒子浓度增加，因此，对钻井液的流变性有很大的影响，而且这种影响是不可逆的和不可恢复的。黏土粒子高温聚结对钻井液性能的影响很明显，主要是因为高温聚结使钻井液中的颗粒数目减少，粒径增大，从而增大了滤饼的渗透率，使滤饼质量降低，增加钻井液滤失量。实验发现，黏土悬浮体经高温作用后，黏土粒子表面活性降低，这就是黏土粒子表面高温钝化。高温钝化后钻井液的分散度、黏度增加的同时，动切力和静切力却增加不多，有时甚至下降，这个现象在悬浮体中黏土含量较低时普遍存在。三、抗高温钻井液理论高温对处理剂的作用(1)降解。高温降解是有机高分子化合物因高温而产生分子链断裂的现象。对于钻井液处理剂，高温降解包括高分子主链断裂，亲水基团与主链联结链的断裂2个方面，前者使处理剂分子量降低，部分或全部失去高分子性质，从而导致处理剂部分或全部失效，后者降低处理剂亲水性或吸附能力，从而使处理剂抗盐抗钙能力和效能降低，以致丧失其作用。(2)交联。一般的有机高分子处理剂(特别是天然高分子)都能发生高温交联，高温交联可能产生2个结果。一是高分子交联过度，形成三维的空间网状结构，成为体型高聚物，则处理剂失去水溶性，整个体系成为冻胶，处理剂完全失效;二是处理剂交联适当，增大分子量，抵消了降解的破坏作用，从而保持以至增大处理剂的效能。另外，2种处理剂适当交联可使其亲水能力和吸附能力互为补充，其结果相当于处理剂进一步改性增效。三、抗高温钻井液理论高温对性能的影响

(1)粘度随着温度的升高而降低。通常抗温能力较强、粘土含量较低的分散钻井液体系表现出这种趋势。这种钻井液体系流变性的构成中，非结构粘度所占的比重大于结构粘度。(2)粘度随着温度升高而增大。通常为聚结性强、粘土含量高的钻井液，结构粘度很强（包括“卡片房子”结构和“聚合物－粘土粒子”的空间网架结构），大大超过了塑性粘度对钻井液粘度的贡献。(3)粘度随温度的升高先降低再增大。各类水基钻井液在较宽的温度范围内（常温－高温）普遍表现为这种趋势。研究表明，这种因温度而变化的性质有可能是可逆的。因此，它能较好地反应钻井液从井口－井底－井口循环过程中性能的实际变化情况。

升温使钻井液的造壁性能变坏，即泥饼变厚，渗透性变大，滤失量增高。高温对钻井液的流变性的影响比较复杂。大概可分为以下三种情况。

四、抗高温钻井液处理剂03040201降粘剂抗盐土表活剂降滤失剂

抗高温处理剂的作用，首先，是有效的控制高温对粘土的各种作用并把他们的影响减小到最低限度，以保证泥浆的热稳定性，使泥浆中的粘土在任何温度条件下都处于处理剂的保护下，保证泥浆具有适应井下任一井段工程及地质要求的良好性能。其次，是有意识的利用高温对处理剂的交联反应来提高泥浆的热稳定性。因此合理的选择处理剂及其复配，认清其使用条件以充分发挥它的效能，是建立和使用深井泥浆体系的关键。四、抗高温钻井液处理剂降滤失剂

CMC的抗温能力并不高，但是CMC的抗盐能力很强，在使用盐水、饱和盐水泥浆时仍是广泛使用的处理剂。水解聚丙烯腈及其衍生物。其抗钙、抗盐能力较差，目前正在研究改性以制成抗盐、抗钙、抗高温的衍生物。SMP1/SMP2。属于特种树脂的抗高温处理剂。试验中抗温能力曾达到250℃。SMC简称磺化褐煤，又称为磺甲基腐殖酸。四、抗高温钻井液处理剂降粘剂

铬-磺甲基单宁（SMT）。黑褐色晶性粉末，易溶于水。抗钙能力可达1000ppm以上。抗盐能力不超过1%。高温条件下稀释效果显著下降，但在饱和盐水中仍有一定的稀释能力。铁铬盐。130℃左右开始降解，使用Na2Cr2O7或K2Cr2O7可将抗温能力提高到180℃。可用于淡水、盐水、饱和盐水，与铬腐殖酸或SMC配合使用效果大为提高。铬-磺甲基褐煤。既是抗高温稀释剂又是降失水剂，抗钙能力比NaC强，抗盐不超过3%。盐、钙侵污都将降低它的使用温度和对泥浆中土相含量的要求。与铁铬盐配合使用，可大大提高抗盐抗钙能力。四、抗高温钻井液处理剂表活剂

非离子型表面活性剂（如SP80、OP10）能降低泥浆的高温失水量；烷基芳基磺酸盐等可以降低泥饼摩擦系数，防止粘卡；在盐水泥浆中使用AS可以稳定泥浆的PH值以及使泥浆混油良好等。钻井液设计设计依据设计内容设计要求五、抗高温钻井液体系五、抗高温钻井液体系①根据深部裸眼井段地层的压力系数、破裂压力、构造应力和工程地质的要求来确定泥浆密度。②根据深部地层的岩性、组构、矿物组分和理化性能以及所钻井的井身结构、当地环保要求、已钻井过程所遇到的各种井下复杂情况和井的类别来选择泥浆类型。③根据完井方式、深部储层的矿物组分、各种矿物含量分布情况，孔隙度、渗透率、孔隙结构、孔喉直径、储层水敏、酸敏、速敏的系列流体试验结果和已钻井储层损害情况等资料来确定钻开储层的泥浆类型与配方。④根据完钻井深、地温梯度、泥浆类型、工程要求来选择处理剂。并按照钻井用水矿化度及已钻井泥浆使用情况，通过室内试验确定泥浆配方及分层段各类泥浆转化方法。⑤根据井身结构、钻井参数(泵量、泵压)、钻头类型、地温梯度、地层特点、泥浆密度等来确定泥浆性能。⑥根据地层特点、泵量、泥浆性能与成本来选用固控设备。进行泥浆设计时还必须考虑环保的要求。

设计依据五、抗高温钻井液体系

设计内容①分井段的泥浆类型、配方、性能(除一般常规性能外)应增加膨润土含量、高温高压下的滤失量、泥饼、流变性能、润滑性能以及静止老化后性能变化幅度、抗温、盐膏的能力。②泥浆转化、处理与维护方法。③泥浆处理剂消耗量与成本。④井下复杂情况提示与处理方法。⑤处理剂及泥浆量的储备。⑥固控设备选择及使用、维护要点。⑦环保要求及措施。五、抗高温钻井液体系

设计要求③④⑤①②⑥符合所钻地区环保要求。成本合理、可行。热稳定性好。在井底最高温度下至少经历24h后性能保持良好，起下钻长时间静止后性能变化幅度不大。如用于可溶性盐类地层钻进，所选用的泥浆必须具备耐膏盐的特性。对所钻储层损害程度低，室内试验渗透率恢复值大于60％，中途或完井测试结果表皮系数或堵塞程度低。能有效防止所钻地层的喷、漏、卡、塌．减少井下复杂情况与事故。配方利于钻井机械钻速的提高。分层段所选用的泥浆相互转化方便。深井泥浆的设计应满足的要求五、抗高温钻井液体系配方的选择

为了使深井泥浆在高温高压下能满足深井钻井的需要。在确定泥浆配方时必须考虑下述问题：

1.处理剂降解温度及组配成泥浆后的抗温能力

各种处理剂复配后常可以增效。因此组成配方时，不仅考虑单个处理剂的抗温能力，还必须对各种处理剂进行优选优配，以求获得此种泥浆的最高抗温能力与最佳的性能。

2.处理剂抗盐膏能力必须与泥浆含盐量、钙离子含量相匹配

例如单宁碱液不抗盐不能用于盐水泥浆；水解聚丙烯睛不抗氯化钙，不能用于高含钙泥浆；但多种处理剂相匹配，却提高泥浆的抗盐、钙能力。

五、抗高温钻井液体系

3.根据地层特点与潜在的井下复杂情况选择处理剂

例如所钻深部地层中存在层理、裂缝发育并以伊利石等不易水化膨胀粘土矿物为主的坍塌泥页岩时，则在泥浆配方中必须加入l％一3％沥青类的封堵剂，沥青的软化点必须高于井温，而且高温高压降滤失剂的加量亦相应增加。如塌层以伊蒙混层为主，则泥浆中还需加人NaCl或KCl或低分子量阳离子聚合物或低分子量两性离子聚合物等抑制剂。若钻遇渗透性好，已发生漏失的低压砂岩层，则泥浆中可增加单向应力封闭剂或超细碳酸钙粉。

4.根据井别及地层压力来选择处理剂

例如探井不能用有荧光防卡剂。定向斜井与重泥浆需选用抗高温润滑剂。五、抗高温钻井液体系

5.

根据环保要求选择处理剂

例如对环保有严格要求的地区不能使用有害的处理剂，例如红矾和含铬的处理剂。

6.对储层损害程度选择处理剂

确定钻井深部油气层钻井液或完井液配方时，不仅考虑泥浆在高温、高压下具有良好性能，还必须确保在高温高压下对油气层损害程度为最低。

7.根据温度、含盐量等选择处理剂

泥浆处理剂加量往往随温度、含盐量及泥浆中粘土、总固相含量的增高而增大。五、抗高温钻井液体系性能的范围1密度

依据所钻井深部裸眼井段最高地层压力系数，按下述数值附加，达到既不喷又不漏，并能保持井壁稳定。油层、水层、异常压力泥页岩附加值0.05~0.10，气层附加值0.10~0.25。如果钻遇存在构造应力的泥页岩层，则泥浆密度根据构造应力与孔隙压力大小来附加。2泥浆滤失量

泥浆的滤失量随温度、压差而变化。通常对于深井泥浆要求API滤失量小于8mL，而HTHP滤失量小于20mL。坍塌地层或储层，则应小于15mL，而对一些特殊地层必须控制在10mL以下。五、抗高温钻井液体系

3泥浆的泥饼

泥浆的泥饼厚度、质量随温度、压差而变化。要求API及HTHP的泥饼厚度差别尽可能小。静、动滤失的泥饼厚度薄，并尽可能降低静、动滤失泥饼的清水渗透率。

4泥浆的热稳定性

通常检测泥浆在最高井底温度与使用温度下滚动或静止加温24h前后的流变性能与滤失量的变化情况(冷却搅拌至性能稳定后加温至出口温度测定)。通常要求加温前后粘度变化值小于20s，滤失量变化值小于2mL。五、抗高温钻井液体系5泥浆润滑性能及泥饼摩擦系数

温度对泥浆润滑性能及泥饼摩擦系数有很大影响。根据前苏联伏斯列德柯夫研制的泥浆高温摩擦测定仪所测定的在20—200℃压差在0—120MPa下金属与金属或金属与岩石摩擦的泥浆润滑性能表明：

随着粘度增加泥浆摩擦系数先降后升，如图所示。温度对泥浆摩擦系数的影响与泥浆组分、所使用的表面活性剂、混油的种类及使用条件有关。温度对泥饼摩擦系数的影响存在相同的规律。因此，必须考虑在出口温度及不同循环温度下的泥浆润滑性能与泥饼摩擦系数，要求尽可能低，并发随温度变化幅度小。五、抗高温钻井液体系

6pH值

pH值对深井水基泥浆性能及其稳定性有特殊意义。泥浆中OH-

浓度对于高温下粘土的分散、表面钝化、处理剂热降解、交联及效能发挥等方面都有很大的影响。因此pH值愈高泥浆热稳定性愈差，且高温后泥浆pH值必然下降，矿化度愈高下降愈多，而且与原有pH值关系不太大。因此抗高温水基泥浆不宜采用高pH。分散泥浆以8.5~10为宜，聚合物泥浆以7~8为宜。五、抗高温钻井液体系维护与处理

泥浆在高温、高压下的变化比较复杂(组成从性能均可发生变化)，为了充分掌握各种处理剂加量及其相互匹配比例对泥浆性能影响的变化规律，做到及时明确地维护与处理，必须做大量细致的分析实验工作。实验内容依据泥浆具体情况而定，对水基泥浆大致有以下几项：

①定期检测泥浆高温高压性能

包括滤失量、滤饼厚度、可压缩性和渗透率、摩擦系数，高温高压流变性能及其与温度的关系曲线，高温高压泥浆润滑性能。

②定期检测泥浆热稳定性，分别检测泥浆在井温、使用温度和设计温度下24或48h老化后的性能。五、抗高温钻井液体系

③定期检测泥浆膨润土含量、低密度固相含量、总固相含量和含油量。

④定期分析泥浆滤液碱度与各种离子浓度、总矿化度、水型。

⑤定期检测泥浆中降滤失剂、降粘剂、润滑剂含量及pH值是否合理。

⑥根据检测结果进行维护处理方案实验。在确定入井维护处理方案时不仅考虑在井口返出温度下性能，而且必须考虑高温高压下和加温老化后的性能，否则会作出错误的处理维护方案。

深井泥浆室内试验为深井泥浆维护处理提供科学依据，必须及时做好，使每一次处理与维护均有可靠的实验数据，以确保深井泥浆优质、均匀、稳定，利于安全与钻井速度的提高。

五、抗高温钻井液体系复杂情况预案

深井泥浆通常采用井浆转化而成或在下完技术套管后按配方再新配制而成。无论采用什么方法，应将泥浆中粘土含量调到所需数值范围内，并按配方一次加足处理剂，性能达到设计要求。钻进时，应采用等浓度处理剂混合液进行维护，以确保性能稳定。但由于井深、温度增高、处理剂降解和消耗、钻屑侵入等原因，泥浆性能亦会发生变化，需进行处理。下面对变化的原因及处理方法进行讨论。五、抗高温钻井液体系

降粘剂加量合适而絮凝剂不足，泥浆粘度适宜而切力大，初终切力差距大，静止后流变性能变化

大。此时需补充絮凝剂。

降粘剂不足。泥浆粘切高，补充降粘剂则可降低粘切。

泥浆中粘土含量过高，加入与井浆配方相同的处理剂混合液后，粘切即可明显降低。四个原因

如上述两法均无效，则说明泥浆中土量过高，降粘剂量不足同时并存，则应同时加人混合液稀释和降粘剂。

如采用上述法亦无效，则很可能由于泥浆老化、胶体颗粒过多所引起的。此时可加入0.1％一0.3％重金属盐，加重铬酸钾、重铬酸钠、明矾等来絮凝胶体颗粒，再用降粘剂处理，粘切即可明显下降。1.泥浆流变性能

1.1泥浆密度与含盐量均不变的情况下，粘度切力增高，全井泥浆基本均匀。五、抗高温钻井液体系

1.2泥浆密度不变，粘切下降。此种情况往往是由于泥浆中粘土过低或处理剂高温降解引起的，故加入预水化膨润土浆提高膨润土含量或加入抗高温提粘剂即可解决。

1.3

泥浆密度下降、粘切增高，可能是钻遇高压油气层。

1.4

泥浆密度下降．粘切下降，可能是钻遇高压水层。如泥浆密度下降，开始粘切、滤失量增高，而后粘切下降，可能钻遇高压盐水层。

1.5

泥浆密度不变，含盐、钙量增高，粘切增高，可能钻遇盐膏层。

五、抗高温钻井液体系

1.6

起钻前循环周各点泥浆粘切变化不大，下完钻后泥浆密度变化不大，但第一循环周各点粘度、切力变化大，特别是井底附近返出泥浆明显稠化，平均每100mL降粘剂消耗量剧增，如此时泥浆中粘上含量均在上、下限之间．则可能由于：

(iii)泥浆pH值过高，此时单补充酸性降粘剂就能明显降低高温老化后的泥浆粘切。如仍采用碱与降粘剂同时加入，则低温下粘、切可降低，而加温老化后粘、切增加。(ii)处理剂高温降解失效，此时应改用能抗更高温度的降粘剂或加入合适的表面活性剂或红矾来提高原有降粘剂的抗温能力。

(i)降粘剂或絮凝剂不足，泥浆抗不住井底温度的作用，引起井底附近泥浆粘切增高。五、抗高温钻井液体系2.滤失量

泥浆滤失量增高可能由于以下三种原因引起：

1

泥浆中降滤失剂数量不足。此时补充降滤失剂可明显降低高温高压滤失量。通常可以采用滤失清水限来检测泥浆中降滤失剂含量是否合适。往泥浆中加入清水而滤失量不发生明显上升，所能加入的清水百分数即为泥浆的滤失清水限。对于深井泥浆来说清水限应以20％一50％为宜。进行试验时，应注意加入清水后泥浆的粘土含量不得低于下限。用盐水泥浆测定此值时，应加入与泥浆矿化度一致的盐水。

2

降滤失剂高温降解，降滤失剂需量猛增。改用抗温能力更高的降滤失剂或加人其他处理剂，如抗氧剂等来提高原有降滤失剂的抗温能力。

3钻遇盐膏层或高压盐水层亦会引起滤失量增高，此时应采用抗盐能力强的降滤失剂。五、抗高温钻井液体系3

泥饼

通常采用与降滤失量相同措施，就可以改善泥饼质量。若滤失量合乎要求，而泥饼可压缩性与渗透率仍不符合要求．则可以增加磺化酚醛树脂类和磺化沥青类产品的加量或补充情性的超细粉末(如超细碳酸钙粉、白炭黑等)作为泥饼的填充粒子。4

泥浆润滑系数与泥饼摩擦系数

如发现上述系数增加，则可混油或加入液体或固体润滑剂。5

泥浆pH值

pH值是否合适可以采取提高或降低泥浆pH值，测定加温前后性能是否稳定来加以判断。并以此为调节依据。六、抗高温钻井液案例井塌

宝岛19-2-2井是一口高温高压深井，完钻井深为5300m，电测井底温度为213℃，井底液柱压力为85MPa，该井成功地使用了PDF-MOM高温高压油基钻井液体系。井下畅通、安全，没有发生任何复杂情况，即使在地层压力大于液柱压力而发生水侵的情况下，也没有出现井壁坍塌等复杂情况的现象。起下钻30多趟，没有出现遇阻情况。电测2d后，起下钻仍畅通无阻，无沉砂。

青海狮15井钻遇高压盐水层采用Cr-SMP-SMC-2盐水泥浆(含盐量20-28万mg/L)顺利通过易塌井段，钻至4230.68m，性能稳定。六、抗高温钻井液案例卡钻胜利桩古6井使用Cr-SMP-MC盐水泥浆(含盐量3—6万mg／L)顺利钻至5456m，HTHP滤失量始终小于20mL，井壁稳定，没有发生过粘卡事故。井浆在200℃高温下保持良好性能。