渤海X油田无土相水基钻井液室内研究

万里平; 张小龙; 张力; 谢萌; 王柏辉

doi:10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.010

渤海X油田无土相水基钻井液室内研究

doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.010

西南石油大学石油与天然气工程学院, 成都 610500

基金项目: 国家科技重大专项“海上钻完井关键技术适应性快速评价技术”（2016ZX05033-004-001）

详细信息

作者简介:
万里平，副研究员，博士后，现在主要从事欠平衡钻井研究工作。电话 15928635619 ；E-mail ：wanliping72@sohu.com

中图分类号: TE254
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出版历程
- 收稿日期: 2021-07-05
- 刊出日期: 2021-09-30

Laboratory Study on Clay-free Water-based Drilling Fluid in X Oilfield of Bohai Sea

College of Petroleum and Natural Gas Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500

摘要

摘要: 针对渤海X油田存在的黏土分散、软泥岩缩径、起钻遇阻卡、储层段中高孔渗特征等问题，通过优选流变性调节剂、降滤失剂、润滑剂、封堵剂、抑制剂等核心处理剂，形成了一种无土相钻井液，其配方为：海水+0.2%NaOH+0.2%Na₂CO₃+0.3%PF-VIS+0.3%FA-367+0.6%PAC+2.0%PF-Lube+2%K-HPAM+1.5%超细碳酸钙+1.5%双溶暂堵剂+1%纳米封堵剂JF-1+HCOONa，该钻井液不含膨润土，能有效减少对储层的损害，钻井液滚动回收率在90%以上，且具有良好的热稳定性能及抗岩屑污染能力，形成的封堵层抗压强度在7 MPa以上，因优选HCOONa作加重剂，水基钻井液对WM95S管材腐蚀速率仅为0.0359 mm/a。
- 水基钻井液 /
- 无土相 /
- 抗污染 /
- 抗腐蚀 /
- 渤海油田
Abstract: In the light of there are some problems in X oilfield of Bohai Sea, such as clay dispersion, soft mud shrinkage, sticking when tripping out, medium and high porosity and permeability in reservoir section. Through the optimization of rheology regulator, fluid loss reducer, lubricant, inhibitor and other main treatment agents, The formula of soilless drilling fluid suitable for Bohai X oilfield is formed, The formula is: Seawater+0.2%NaOH+0.2%Na₂CO₃+0.3%PF-VIS+0.3%FA-367+0.6%PAC+2.0%PF-Lube+2%K-HPAM+1.5%ultrafine calcium carbonate+1.5%dual solution temporary plugging agent+1%nanoplugging agent JF-1+HCOONa(depending on density),The drilling fluid does not use bentonite to structure, which can effectively reduce the damage to the reservoir, The rolling recovery rate of drilling fluid is over 90%. It has good thermal stability and anti cuttings pollution ability. The compressive strength of the plugging layer is more than 7 MPa, Sodium Sodium formate is selected as weighting agent of drilling fluid, and the corrosion rate of weighted drilling fluid on WM95S pipe is only 0.0359 mm/a.
- Drilling fluid /
- Clay-free /
- Anti pollution /
- Corrosion resistance /
- Bohai oilfield

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图 1 5种盐溶液对金属腐蚀实验结果

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图 2 表观黏度随流变性调节剂加量的变化规律

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图 3 动塑比随流变性调节剂加量的变化规律

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图 4 静切力随流变性调节剂加量的变化规律

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图 5 API滤失量随降滤失剂加量的变化规律

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图 6 高温高压滤失量随降滤失加量的变化规律

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图 7 API和高温高压滤失后形成的泥饼

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图 8 润滑系数随润滑剂加量的变化规律

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图 9 　岩屑滚动回收率对比

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图 10 岩样线性膨胀率对比

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图 11 封堵层及砂床形貌

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表 1 流变性能评价结果

流变性调节剂	AV/ mPa·s	YP/PV/ Pa/mPa·s	Gel/ Pa/Pa	n
0.6%PF-VIS	48	0.38	4.8/8.0	0.61
0.6%FA-367	40	0.36	4.6/8.8	0.68
0.6%XC	33	0.36	4.0/6.0	0.83
0.3%PF-VIS+0.3%FA-367	46	0.42	5.0/9.2	0.59

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表 2 封堵性能及封堵层强度评价结果

添加剂	P/MPa	FL/mL
4%超细碳酸钙	3.5	6.4
	5.0	7.2
	7.0	8.8
4%双溶暂堵剂	3.5	5.6
	5.0	7.0
	7.0	8.2
4%纳米封堵剂JF-1	3.5	5.4
	5.0	6.2
	7.0	0
1.5%超细碳酸钙+ 1.5%双溶暂堵剂+ 1%纳米封堵剂JF-1	3.5	3.6
	5.0	0
	7.0	0
注：实验时间为30 min

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表 3 耐温性能评价结果

T/ ℃	AV/ mPa·s	PV/ mPa·s	YP/ Pa	Gel/ Pa/Pa	FL_API/ mL	FL_HTHP/ mL
老化前	52	34	18	6.5/8.0	3.2
60	49	30	19	6.0/7.5	4.2	7.4
80	50	30	20	6.0/7.0	4.0	7.2
100	47	29	18	5.5/6.5	4.2	7.6
120	45	28	17	5.0/6.0	4.4	7.8

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表 4 钻井液抗岩屑污染能力评价结果

岩屑/ %	ρ/ g·cm⁻³	实验条件	AV/ mPa·s	PV/ mPa·s	YP/ Pa	FL_API/ mL	FL_HTHP/ mL
0	1.05	热滚前	52	34	18	3.2
0	1.05	热滚后	49	30	19	4.2	7.4
5	1.13	热滚前	55	40	15	3.2
5	1.13	热滚后	54	38	16	4.4	7.0
10	1.16	热滚前	58	44	14	3.0
10	1.16	热滚后	56	40	16	4.2	7.2
15	1.18	热滚前	67	42	25	3.6
15	1.18	热滚后	65	44	21	4.0	7.6
注：实验条件为60 ℃×16 h

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表 5 钻井液体系性能对比结果

体系	实验条件	ρ/ g·cm⁻³	AV/ mPa·s	PV/ mPa·s	YP/ Pa	Gel/ Pa/Pa	FL_API/ mL	FL_HTHP/ mL	摩擦系数	回收率/ %
测试配方	热滚前	1.10	52	34	18	6.5/8.0	3.2		0.12
测试配方	热滚后	1.10	49	32	17	6.0/7.5	4.2	7.4	0.11	95.2
PRD	热滚前	1.10	44	27	17	4.0/5.5	5.4		0.15
PRD	热滚后	1.10	40	24	16	3.5/5.0	6.6	9.2	0.14	93.3
EZFLOW	热滚前	1.10	46	30	16	5.0/6.0	5.2		0.12
EZFLOW	热滚后	1.10	42	24	18	4.0/5.0	6.0	8.6	0.12	94.3
PLUS/KCl	热滚前	1.10	40	23	17	3.0/4.2	8.0		0.18
PLUS/KCl	热滚后	1.10	30	16	14	2/3.6	10.4	15.6	0.16	87.3
PEM	热滚前	1.10	42	22	20	2.6/3.6	7.8		0.20
PEM	热滚后	1.10	36	24	16	2.0/4.0	9.6	14.4	0.16	88.4

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