塔里木油田跃满西区块高温恒流变钻井液研究与现场试验

舒义勇 孙俊 曾东 徐思旭 周华安 席云飞

舒义勇, 孙俊, 曾东, 徐思旭, 周华安, 席云飞. 塔里木油田跃满西区块高温恒流变钻井液研究与现场试验[J]. 石油钻探技术, 2021, 49(5): 39-45. doi: 10.11911/syztjs.2021037
引用本文: 舒义勇, 孙俊, 曾东, 徐思旭, 周华安, 席云飞. 塔里木油田跃满西区块高温恒流变钻井液研究与现场试验[J]. 石油钻探技术, 2021, 49(5): 39-45. doi: 10.11911/syztjs.2021037
SHU Yiyong, SUN Jun, ZENG Dong, XU Sixu, ZHOU Huaan, XI Yunfei. Study and Field Test of Drilling Fluid with Constant Rheology at High Temperature in West Yueman Block, Tarim Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2021, 49(5): 39-45. doi: 10.11911/syztjs.2021037
Citation: SHU Yiyong, SUN Jun, ZENG Dong, XU Sixu, ZHOU Huaan, XI Yunfei. Study and Field Test of Drilling Fluid with Constant Rheology at High Temperature in West Yueman Block, Tarim Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2021, 49(5): 39-45. doi: 10.11911/syztjs.2021037

塔里木油田跃满西区块高温恒流变钻井液研究与现场试验

doi: 10.11911/syztjs.2021037
详细信息
    作者简介:

    舒义勇(1983—),男,湖北崇阳人,2007年毕业于长江大学应用化学专业,2017年获重庆大学材料化学专业硕士学位,工程师,主要从事钻井液技术研究与相关管理工作。E-mail:286626649@qq.com。

  • 中图分类号: TE254+.3

Study and Field Test of Drilling Fluid with Constant Rheology at High Temperature in West Yueman Block, Tarim Oilfield

  • 摘要: 塔里木油田跃满西区块深部地层钻井液安全密度窗口窄,易出现井漏、井塌、卡钻和盐水侵等井下复杂情况,目前所用钻井液存在高温增稠、抗CO32–/HCO3和劣质土污染能力差等问题。为解决这些问题,研究了以抗高温聚合物降滤失剂APS220和新型高温稳定剂HTS220为主剂的高温恒流变钻井液,在试验分析主要试剂性能的基础上确定了基本配方。通过室内试验,评价了该钻井液的高温恒流变性、抗CO32–/HCO3污染性能和抗钠膨润土污染性能,试验发现,其100与180 ℃时的塑性黏度比值为1.3,动切力比值为1.5,初切力比值为1.7,终切力比值为1.2,随温度升高各流变参数的变化幅度明显低于常用钻井液,可抗2.0%的CO32–/HCO3复合污染、10.0%的钠膨润土污染。高温恒流变钻井液在跃满西区块2口井现场试验中,流变性能稳定,钻后井眼畅通,减少了井下复杂情况,取得了显著效果。
  • 表  1  APS220性能评价结果

    Table  1.   Performance evaluation of APS220

    配方塑性黏度/
    (mPa·s)
    动切力/Pa旋转黏度计读数静切力/PaAPI滤失量/
    mL
    高温高压
    滤失量/mL
    pH值试验条件
    ϕ6ϕ3初切 终切
    1#284.02.01.01.08.01.412.010.5热滚前
    3510.0 13.0 12.0 6.020.0 2.622.0 8.5热滚后
    2#252.01.00.50.54.01.614.210.5热滚前
    316.58.07.03.012.0 3.226.0 9.0热滚后
     注:热滚条件为180 ℃×16 h,流变性能测试温度为60 ℃,高温高压测试温度为180 ℃。
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    表  2  HTS220性能评价结果

    Table  2.   Performance evaluation of HTS220

    HTS220
    加量,%
    塑性黏度/
    (mPa·s)
    动切力/
    Pa
    旋转黏度计读数静切力/ PaAPI滤失量/
    mL
    高温高压
    滤失量/mL
    pH值试验条件
    ϕ6ϕ3初切 终切
    0 252.01.00.50.54.01.614.210.5 热滚前
    316.58.07.03.012.0 3.226.09.0热滚后
    0.5242.52.01.01.04.01.614.010.0 热滚前
    285.57.06.03.010.0 3.625.49.0热滚后
    1.0204.03.02.02.09.01.313.29.5热滚前
    183.03.02.02.08.03.418.47.5热滚后
    2.0202.02.01.01.54.51.212.69.5热滚前
    152.02.01.01.56.03.215.87.5热滚后
    2.5222.52.01.52.06.01.212.89.5热滚前
    183.03.02.02.06.53.116.07.5热滚后
     注:热滚条件为180 ℃×16 h,流变性能测试温度为60 ℃,高温高压测试温度为180 ℃。
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    表  3  不同温度下高温恒流变钻井液的流变性评价结果

    Table  3.   Rheological properties at different temperatures of the drilling fluid with constant rheology at high temperature

    热滚温度/
    塑性黏度/
    (mPa·s)
    动切力/
    Pa
    旋转黏度计读数静切力/ PaAPI滤失量/
    mL
    高温高压
    滤失量/mL
    pH值
    ϕ6ϕ3初切 终切
    室温202.0211.504.501.29.5
    100203.0432.507.001.04.29.5
    120182.5321.756.001.44.69.0
    140183.0322.006.002.28.58.5
    160173.5322.006.502.612.2 7.5
    180152.0211.506.003.215.8 7.5
     注:热滚时间16 h,热滚后测试温度60 ℃,高温高压测试温度跟热滚温度一致。
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    表  4  高温恒流变钻井液抗CO32–/HCO3污染性能评价结果

    Table  4.   Resistance of the drilling fluid with constant rheology at high temperature to CO32–/HCO3 pollution

    试验配方塑性黏度/
    (mPa·s)
    动切力/
    Pa
    旋转黏度计读数静切力/ PaAPI滤失量/
    mL
    老化条件
    ϕ6ϕ3初切终切
    基浆202.0211.54.51.2热滚前
    183.0322.06.02.2热滚后
    基浆+1.0%Na2CO3186.510 95.010.0 1.8热滚前
    207.010 95.08.52.6热滚后
    基浆+1.0%NaHCO3194.5543.59.01.0热滚前
    173.0432.56.03.2热滚后
    基浆+1.0%Na2CO3 +1.0%NaHCO3239.013 12 6.010.5 2.0热滚前
    279.515 13 6.512.0 4.2热滚后
    基浆+1.0%Na2CO3 +1.0%NaHCO3+
    1.0%HTS220+0.5%CaO
    215.0432.010.0 1.8热滚前
    173.0322.08.03.8热滚后
    基浆+1.0%Na2CO3+ 1.0%NaHCO3+0.5%CaO185.0653.512.0 2.4热滚前
    238.010 86.015.0 4.0热滚后
     注:基浆即高温恒流变钻井液基本配方,下同;热滚条件为140 ℃×16 h。
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    表  5  高温恒流变钻井液抗钠膨润土污染性能评价结果

    Table  5.   Resistance of the drilling fluid with constant rheology at high temperature to sodium bentonite

    钠膨润土加量,%塑性黏度/
    (mPa·s)
    动切力/
    Pa
    旋转黏度计读数静切力/ Pa老化条件
    ϕ6ϕ3初切终切
    0202.0211.54.5热滚前
    183.0322.06.0热滚后
    5213.5432.07.5热滚前
    173.0322.06.0热滚后
    10 224.0432.09.0热滚前
    194.5543.08.0热滚后
     注:老化条件140 ℃×16 h,测试温度60 ℃;关于钠膨润土加量,基浆用体积计算,加入的钠膨润土以质量计算。
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    表  6  YM21X井实钻钻井液性能

    Table  6.   Performance of the drilling fluid in Well YM21X

    井深/m密度/
    (kg·L–1
    漏斗黏度/
    s
    塑性黏度/
    (mPa·s)
    动切力/
    Pa
    静切力/PaAPI滤失量/
    mL
    离子质量浓度/(mg·L–1
    初切终切ClCa2+CO32–HCO3
    6 128.001.4156305.01.0 7.54.627 1061481 9201 830
    6 139.971.42884110.0 8.524.05.836 141 873 8405 856
    6 377.001.4265356.01.5 7.07.634 636 02 1606 832
    6 419.981.43108 4312.0 6.023.08.430 620 04 2005 185
    6 613.001.4363307.54.520.05.633 632 04 0804 148
    6 705.141.4376378.59.026.06.433 130 03 6006 100
    7 030.001.4554304.51.010.04.045 6794621 8003 660
    7 510.001.4556295.51.011.02.847 1853721 5002 928
     注:井温梯度为2.0 ℃/100m。
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    表  7  YM20X井实钻钻井液性能

    Table  7.   Performance of the drilling fluid in Well YM20X

    井深/m密度/
    (kg·L–1
    漏斗黏度/
    s
    塑性黏度/
    (mPa·s)
    动切力/
    Pa
    静切力/PaAPI滤失量/
    mL
    离子质量浓度/(mg·L–1
    初切终切ClCa2+
    5 969.001.2959319.02.08.04.427 000480
    6 706.001.4262288.02.011.0 4.434 000120
    7 226.001.4658275.51.58.03.236 000300
    7 458.001.4659306.01.56.03.031 000200
    7 479.001.4656238.02.08.02.430 700120
     注:YM20X井三开钻井液中CO32–质量浓度为1 800~2 880 mg/L,HCO3质量浓度为2 196~4 880 mg/L。
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出版历程
  • 收稿日期:  2020-08-30
  • 修回日期:  2021-02-09
  • 网络出版日期:  2021-05-26
  • 刊出日期:  2021-10-18

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