硝酸钙胺基聚合物钻井液技术

郑玉辉，蒋振伟，凡　帆

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安710021；2.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，西安710021）

硝酸钙胺基聚合物钻井液技术

郑玉辉1，2，蒋振伟1，2，凡帆1，2

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安710021；2.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，西安710021）

郑玉辉等.硝酸钙胺基聚合物钻井液技术[J].钻井液与完井液，2016，33（2）：50-54.

厄瓜多尔东南部区块地层属于海相沉积，地层新，欠压实，成岩性差，吸水性强，分散度高，造浆严重，尤其是上部CHALCANA和ORTEGUAZA地层存在大段泥质含量在80%以上的泥页岩和间歇性掺杂有煤层，易出现垮塌和缩径，导致井下情况复杂。针对上述技术难题，优选出一种适合于该区块表层大井眼井段安全钻进的硝酸钙胺基聚合物钻井液体系。室内评价显示，该体系性能稳定，抑制性好，16 h泥岩岩心膨胀量只有0.47 mm，岩屑一次回收率高达96%，二次回收率为88%，固相容量高，抗污染能力强，能抗6%黏土污染或8%的钻屑污染，对钻具腐蚀性小（腐蚀速率为0.058 5 mm/a），无毒易降解。目前该钻井液体系在该区块Tapir井场进行了现场试验应用。应用结果表明，该钻井液体系防塌抑制性强，井眼净化和携砂能力良好，润滑降摩阻作用好，尤其是防泥包效果显著，起下钻畅通，φ339.7 mm套管下入一次成功率100%，保证了井壁稳定和井下安全，缩短了钻井周期。

井壁稳定；井眼净化；硝酸钙胺基聚合物钻井液；环境保护；海相沉积；厄瓜多尔

厄瓜多尔东南部区块地处厄瓜多尔热带原始雨林环境保护区，该区块为新生界海相砂泥岩沉积地层，地层新，欠压实，成岩性差，泥质含量高，造浆严重，给钻井液性能控制、固相控制造成不利影响，尤其是一开上部CHALCANA和ORTEGUAZA地层，易发生井壁垮塌、钻头泥包、起下钻遇阻、遇卡和下套管阻卡、下不到底等。另一方面，该区块属于亚马逊河流域热带原始雨林自然保护区，环境保护要求十分严格。针对该区块地质概况和地层特点，经过大量室内实验研究，优选出一种适合于厄瓜多尔东南部区块表层大井眼井段安全钻进的环境保护型硝酸钙胺基聚合物钻井液体系，该钻井液具有抑制性强、流动性好、抗污染能力强、固相容量大、泥饼薄而坚韧、流变性能易于调节、适度絮凝又稳定等特点。目前已在厄瓜多尔东南部区块Tapir井场应用了5口井[1-5]。

1　钻井液技术难点

1）井壁稳定问题突出[6]。由于厄瓜多尔东南部区块上部地层存在大段泥质含量在80%以上的泥页岩，其成岩性差，水敏性强，与钻井液及其滤液接触后极易引起井壁坍塌、缩径，并且在975～1 035 m存在间歇性煤岩夹层。井壁稳定问题是制约该区块正常钻井和钻井提速的重要技术难题。

2）井眼清洁和净化难度大[7-8]。厄瓜多尔目的层为重油开发，为方便油层段电潜泵的使用，定向井多采用“S”型井眼轨迹，并以大位移开发井为主（井深3 500 m以上），造斜点较高（180 m），位移垂深比接近1∶1，井身结构以大井眼为主，井身结构多采用（φ406.4 mm钻头+φ339.7 mm套管×1 980 m）+（φ311.2 mm钻头+φ244.5 mm技术套管×2 895 m）+（φ215.9 mm钻头+φ177.8 mm生产套管×3 500 m）。在中国这种大井眼井身结构用于定向井实属罕见。特殊井身结构造成井眼清洁困难，井下事故频发，特别是φ339.7 mm表层套管下入困难，存在下不到底的问题。

3）环境保护要求高。该区块处于亚马逊热带原始雨林自然保护区域，环境保护要求极高，所使用的钻井液不但要求具有好的井壁稳定性、高效的携砂能力，而且处理剂必须从源头上要求无毒、易生物降解，以满足当地的环境保护相关的法律要求。

4）钻井液抗黏土污染和防泥包能力要强。该区块上部泥岩水化分散性强，造浆十分严重，钻井液性能如果控制不当很容易受黏土侵害导致增稠、增黏，流变性变差，甚至失去流动性；同时由于地层泥质含量高，很容易造成PDC钻头泥包现象，。

5）钻具腐蚀问题突出。该区块属于热带雨林气候，气温常年30 ℃左右，空气湿度在90%以上，在高温潮湿环境中，钻具极易发生腐蚀。

2　硝酸钙胺基聚合物钻井液室内实验

经过多个方案的反复筛选，确定了硝酸钙胺基聚合物钻井液体系，其基本配方如下，性能见表1。

清水+0.5%NaOH+3%硝酸钙+（1%～1.5%）胺基聚合物G319-FTJ+（0.3%～0.4%）提黏切剂G310-DQT+（0.8%～1%）降滤失剂G307-KGJ+（1.0%～1.5%）植物油润滑剂G303-WYR+0.5%防泥包清洁剂TRE-100+重晶石粉

表1　硝酸钙胺基聚合物钻井液基本性能

2.1抑制性评价

1）岩心膨胀量。用清水和硝酸钙胺基聚合物钻井液浸泡岩心，测定在不同的时间内岩心的膨胀量，结果见图1。由图1可知，岩心在清水中浸泡16 h后的线性膨胀量接近4.5 mm，在硝酸钙胺基聚合物钻井液中的膨胀量较小，16 h只有0.47 mm；在硝酸钙胺基聚合物钻井液中，岩心膨胀量在前2 h内上升较快，3 h之后增长很小，基本趋于稳定，而在清水中膨胀量一直呈上升趋势。说明硝酸钙胺基聚合物钻井液的抑制性很快发生作用，且持续时间长。

图1　清水与硝酸钙胺基聚合物钻井液膨胀曲线对比

2）岩屑回收率。分别取50 g粒径为2.0～2.8 mm的Tapir x井（2 335～2 340 m井段）的岩屑样品，做回收率实验，结果见表2。由表2可知，泥岩岩屑在清水的回收率较低，仅为26%，说明岩屑水化分散性较强； PAC聚合物钻井液和钾盐聚磺钻井液的回收率均有不同的提高，而硝酸钙胺基聚合物钻井液回收率最高，一次回收率高达96%，二次回收率88%，表明其抑制页岩膨胀和水化分散作用最好，有利于井壁的长期稳定。

表2　岩屑在不同钻井液体系中的滚动回收率 %

2.2润滑性评价

采用硝酸钙胺基聚合物钻井液的基础配方，改变润滑剂G303-WYR的加量，借助DA-Ⅱ动态模拟润滑仪，测其在不同侧向力条件下的摩擦系数，观察在不同侧向力下体系的润滑性能，结果见表3。由表3可知，随着G303-WYR加量的增加，不同侧向力下的摩擦系数和扭矩逐渐降低，体系表现出良好的润滑效果，并且当G303-WYR浓度超过2%时，摩擦系数和扭矩趋于稳定，结合钻井成本考虑，G303-WYR加量为1%～1.5%较为适宜。

表3　不同侧向力下润滑剂加量对硝酸钙胺基聚合物钻井液润滑性能的影响

2.3抗污染能力评价

2.3.1抗黏土污染

不同黏土含量的硝酸钙胺基聚合物钻井液性能见表4。由表4可知，该钻井液在黏土含量低于6%时，黏度、切力和失水量变化不大，大于6% 后，黏度和切力急剧上升，泥饼虚而厚，失水量剧增，说明硝酸钙胺基聚合物钻井液的黏土容量限为6%。

表4　不同黏土含量体系性能

2.3.2抗钻屑污染

硝酸钙胺基聚合物钻井液的抗钻屑污染性能见表5。由表5可知，钻井液中加入8%钻屑后性能仍然比较稳定，说明该钻井液能够抗8%钻屑污染。

表5　钻屑含量不同的硝酸钙胺基聚合物钻井液基本性能

2.4腐蚀性

通过金属刮片腐蚀实验测试钻井液对金属挂片的腐蚀速率，结果见表6。

表6　不同钻井液体系金属刮片腐蚀速率对比结果

腐蚀率测定条件为90 ℃、72 h，每个样品中挂2个挂片取平均值。由表6可知，硝酸钙胺基聚合物体系对金属挂片的腐蚀速率为0.058 5 mm/a，远小于氯化钾聚合物和氯化钙聚合物体系，并且低于0.076 mm/a的标准要求，这对于厄瓜多尔热带雨林高温潮湿气候环境中降低钻井液对钻具的腐蚀程度是十分有利。

2.5环境保护性能

依据厄瓜多尔国家环境保护的要求及相关标准，对硝酸钙胺基聚合物钻井液进行了生物毒性测试，镉、汞、铬等5种重金属含量和生物降解性进行了室内实验评价，结果见表7、表8。由此可知，硝酸钙胺基聚合物钻井液无毒，易生物降解，重金属含量均在标准值范围之内，满足当地环境保护相关要求，体系中不含氯离子，不会造成环境土壤板结，而且硝酸钙因具有快速补钙和补氮的特点而对植物生长十分有利。

表7　硝酸钙胺基聚合物钻井液重金属含量 （mg/kg）

表8　硝酸钙胺基聚合物钻井液生物降解性

3　现场应用

硝酸钙胺基聚合物体系在厄瓜多尔东南部Tapir井场的5口井一开上部地层进行了现场试验应用。5口井表层井段0～1 980 m为φ406.5 mm井眼，从200 m开始造斜，850 m达到33 °左右，然后一直稳斜至表层完钻。钻井过程中钻井液性能稳定，有效地抑制了地层分散造浆，防塌性强，流变性易于调整，起下钻顺畅，井壁稳定，井径规则，下套管一次成功率100%。

3.1钻井液配制与转化

开钻前用清水彻底清洗所有循环罐和配浆罐，按室内实验配方用量比例依次加入硝酸钙、胺基聚合物G319-FTJ、G310-DQT、G307-KGJ等处理剂循环搅拌24 h，待处理剂充分溶解后，搅拌均匀备用。导管和顶部流沙层直井段用膨润土浆钻进，有利于携砂和防止井漏。200 m开始定向造斜后，用好的硝酸钙胺基聚合物钻井液顶替井中膨润土浆，将体系转换成硝酸钙胺基聚合物钻井液继续钻进。

3.2钻井液维护处理措施

1）钻进过程中密切观察振动筛上岩屑的完整性，及时补充硝酸钙消耗量，维持钙离子的浓度，保持胺基聚合物浓度不低于1%，充分发挥体系抑制活性泥岩分散造浆的作用。根据地层和井深及时调整钻井液的密度，保持一定的正压差，增加井壁的防塌性能。

2）以细水长流的方式添加聚合物胶液提黏切剂，保持钻井液有较低的表观黏度和较高的动塑比（0.5～0.75 Pa/mPa·s），形成平板型层流，有利于携砂，每钻进2～3柱，注入5 m3由G310-DQT和super sweep配制的稠浆清扫液，清扫井眼。

3）针对上部地层造浆性强、固相含量上升快的特点，保证现场配备的3台DERRICK筛网孔径为0.105～0.140 mm的振动筛、除砂器、除泥器，钻进期间24 h运作良好，同时将2台MI-SWACO高速离心机开启至脱水模式，及时清除有害固相，防止CHALCANA层泥岩过度造浆，保持钻井液处于良好的净化状态。

4） 每2～3柱注入3 m3由防泥包清洁剂TRE-100和ALL COARSE等配成的稀释浆，清洁钻头，该做法起到很好的预防钻头泥包作用，在高钻压、高钻速的情况下保持了钻头清洁。

5）为了平衡循环时的当量密度，保证下套管作业的顺利，完钻后将钻井液密度提高到1.26～1.27 g/cm3，同时在井底注入20 m3润滑剂含量为3%的润滑封闭液，封闭井底及下部井段，为一开φ339.7 mm套管顺利下至井底提供了技术保证。

4　现场应用效果

硝酸钙胺基聚合物钻井液体系在厄瓜多尔Tapir 区块5口井的现场应用效果如下。

1）井壁稳定，井径扩大率小。过去在该区块使用的常规钻井液体系所钻的井，由于钻井液抑制性差，地层剥蚀掉块多，引起井眼扩大、井壁失稳、活性泥岩造浆严重，甚至使钻井液受严重黏土污染而失去流动性，而硝酸钙胺基聚合物体系的应用解决了这一难题，目前完钻的5口井井下未出现任何复杂情况，起下钻畅通无遇阻，基本无划眼。

2）提高了机械钻速，缩短了钻井周期。由于该钻井液具有良好的井壁稳定性、较低的固相含量和较低的钻井液密度[6-8]，提高了机械钻速，缩短了钻井周期，5口井一开平均机械钻速在20 m/h以上，和前期同一井场所开发的邻井平均机械钻速（13 m/h）相比，机械钻速提高了近53.8%。

3）清洁井眼能力强，钻头防泥包效果显著。钻井液低黏高切的良好流变性保证了体系优良的携砂和清洁井眼能力，通过合理使用防泥包清洁剂，起到很好的清洁钻头、预防钻头泥包作用。

4）保证了下套管作业顺利。前期在同一区块所钻的邻井经常遇到因井下复杂而下不到底的技术难题，而使用硝酸钙胺基聚合物钻井液体系所完钻的5口井，一开完钻后在不通井的情况下，φ339.7 mm表层套管全部一次顺利到底，尤其是Tapir x5井仅仅用了8 h就将一开套管顺利下至1 908 m的中途完钻井深。

5　结论与认识

1.硝酸钙胺基聚合物钻井液体系具有较强的抑制性和防塌能力。岩屑一次回收率为96%，二次回收率为88%，16 h岩心膨胀量为0.47 mm，能够克服CHALCANA地层活性泥岩恶性造浆和ORTEGUAZA硬脆性泥页岩剥蚀掉块引起的井壁垮塌，钻屑规则，PDC钻头刮削齿痕明显，振动筛清爽干净，固相易于控制，起下钻顺利。

2.硝酸钙胺基聚合物钻井液易于保持较低的黏度和较高的切力，流动性好，触变性强，适度絮凝而又稳定，携砂和清洁井眼能力强，利于安全快速钻进。

3.现场应用5口井表明，硝酸钙胺基聚合物体系不仅能够提供优良的井壁稳定性，而且固相容量大、抗污染能力强，有效提高了机械钻速，缩短了钻井周期，下套管一次成功率为100%。

4.硝酸钙胺基聚合物体系性能稳定，易于调整，稳定井壁能力强，同时由于体系不含氯离子，符合厄瓜多尔当地环境保护要求，降低了钻井液对钻具的腐蚀影响，满足了厄瓜多尔东南部区块上部复杂地层大井眼安全快速钻井施工的需求。

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Calcium Nitrate Treated Polyamine Drilling Fluid Technology

ZHENG Yuhui1,2, JIANG Zhenwei1,2, FAN Fan1,2
(1. State Engineering Laboratory of Low Permeability Reservoir Exploration and Development, Xi’an, Shaanxi 710021,China; 2.Drilling & Production Technology Research Institute of CCDC, Xi’an, Shaanxi 710021, China)

In the marine sedimentary area in southeast Ecuador, formations drilled are young, unconsolidated, ready-to-disperse and highly mud making, especially theChalcanaand Orteguaza layers, where long sections of formations with more than 80% shales and with interbeded coal seams are found. These formations, having poor diagenetic grade and strong water absorption capacity, are very unstable and downhole troubles have long been encountered during drilling operations. A calcium nitrate treated polyamine drilling fluid has been engineered to drill these formations. This drilling fluid has stable properties and strong inhibitive capacity， and the rate of linear expansion of shale cores is only 0.47 mm after immersing 16 h in the drilling fluid， and the primary recovery of shale cuttings on hot rolling test is 96%, the secondary recovery of shale cuttings 88%. Tolerance to clay contamination is 6% and tolerance to cuttings contamination is 8%. This drilling fluid has low corrosion to drilling tools （corrosion rate is 0.058，5 mm/a）， and is non-toxic and easy to degrade. Field application has demonstrated that this drilling fluid is highly inhibitive， has good hole cleaning capacity and cuttings carrying capacity. Good lubricity of the drilling fluid helped minimize bit balling. Borehole stabilization and safe drilling have been realized, and drilling time saved. The running of φ339.7 mm casing string has been completely successful.

Borehole stabilization； Hole cleaning； Calcium nitrate treated polyamine drilling fluid； Environment protection； Marine sedimentation;Ecuador

TE254.3

A

1001-5620（2016）02-0050-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.02.011

郑玉辉，工程师，1981年生，现在从事钻井液与完井液技术研究与应用工作。电话 15902920291；E-mail：zhengyh8108@163.com。

（2015-12-29；HGF=1601C2；编辑王超）