海洋深水钻井液研究进展石工5班四组张雪薇1.docx

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海洋深水钻井液研究进展石工5班四组张雪薇1

海洋深水钻井液研究进展

石工11-5班4组张雪薇

近年来，世界各国掀起了海洋深水石油天然气勘探开发的高潮。

海洋深水钻井是深水油气资源勘探和开发的必要手段，由于深水海洋环境和地质情况特殊，存在低温、浅水流、浅层气及气体水合物、低破裂压力梯度和不稳定地层等问题，这给深水钻井作业带来诸多困难。

海洋深水钻井液技术是深水钻井的关键技术之一，上述问题大多与其密切相关。

因此，在钻井设计阶段应针对海洋深水特殊环境，选择合适的钻井液体系以避免或减少钻井事故的发生，保证深水钻井作业的顺利进行。

1、深海钻井的定义及一般要求

深水钻井一般指在海上作业中水深超过900m的钻井，水深大于1500m时为超深水钻井。

近年来随着海洋石油储量开采比例的不断增加，海洋石油勘探逐步向深水区域发展。

然而，深水钻井所涉及的钻井环境温度低、钻井液用量大、海底页岩稳定性、井眼清洗、浅水流动、浅层天然气及形成的气体水合物等问题，给钻井、完井带来严峻的挑战。

世界上许多国家都开始了对深水钻井技术方面的研究，并在一些地区应用取得了成功。

海洋深水钻井对钻井液体系的具体要求如下:

1.能够有效地抑制气体水合物的产生;在大直径井眼中具有良好的悬浮和清除钻屑能力;

2.具有较强的抑制性，能有效稳定弱胶结地层;

3.在低温下具有良好的流变特性;

4.具有良好的润滑性;

5.具有较低的当量循环密度（ECD）;

6.防泥包效果好,可有效提高机械钻速（ROP）。

二、深水钻井带来的主要问题以及解决办法

与浅海区域相比，深海钻井液技术主要面临以下问题：

海底页岩的稳定性差、钻井液用量大、井眼清洗难、浅层天然气与形成的气体水合物、低温下钻井液的流变性、地层破裂压力窗口窄，这些问题给钻井工作带来了诸多困难，同时对钻井液技术了更高的要求：

在保证钻井安全的前提下，兼顾钻井成本和环境效益。

1.海底页岩的稳定性。

在深水区中，由于地质作用导致胶结性较差，易于膨胀、分散，导致过量的固相或细颗粒分散在钻井液中。

针对海底页岩稳定性问题，采取了加入一定量的页岩稳定剂的措施，如在挪威的深水钻井钻井液中主要加入无机盐（NaC1、CaCl2）和具有浊点的聚合醇，以达到增强页岩稳定性的目的。

2.钻井液用量大。

因为海洋钻井需要采用隔水管，加上平台钻井液系统，所以钻井液需用量比其他同样深度但钻井条件不同井大得多。

了减少钻井液的用量，采取以下措施：

钻井中为了避免复杂情况的发生，一般多下几层套管，因此所需的井眼直径也相应增大。

深水钻井时应配备3台高频振动筛，以及大流量的除砂器和除泥器等固控设备；在非加重的钻井液中，固相的有效清除率应大于75%，将钻井液中的钻屑含量控制在适当的范围内，可节省大量的钻井液费用。

3.井眼清洗。

深水钻井时，由于开孔直径、套管和隔水管的直径都比较大，如果钻井液流速不足就难以达到清洗井眼的目的。

因此，对钻井液清洗井眼的能力提出高要求，一般采用稠浆清洗、稀浆清洗、联合清洗、增加低剪切速率粘度，以及有规律地短程起下钻等方法，均有助于钻井过程中钻屑的清除。

据资料显示，使用与钻井过程中钻井液粘度不同的钻井液清除钻屑效果明显，比如使用稀浆钻进，稠浆清洗钻屑。

4.浅层气与气体水合物。

深水钻井作业中，气体水合物的形成不仅是一个经济问题，更是一个安全问题。

气体水合物类似于冰的结构，主要由气体分子和水分子组成，一旦形成气体水合物，就会等，堵塞气管、导管、隔水管和海底防喷器从而造成严重的事故。

为了防止深水钻井作业中形成气体水合物，目前国外通用的方法是在钻井作业过程中使用高盐钻井液，这种体系一般可以使形成气体水合物的温度比使用淡水钻井液低13.9～15.6℃。

为了进一步降低形成天然气水合物的可能性，也可以在钻井液中加入一定量的醇类，使形成气体水合物的温度再降低5.6～8.3℃。

通过这些措施，可以使形成气体水合物的温度总共降低19.5～23.9℃（一定压力条件下）。

5.温度过低。

随着水的深度加大，钻井环境的温度也越来越低，给钻井和采油作业带来很多问题。

如在低温下，钻井液的粘度和切力大幅度上升，而且会出现显著的胶凝现象，增加形成天然气水合物的可能性。

目前主要是采用在管汇外加有绝缘层的方法，这样可以在停止生产期间保持设备的温度，防止因温度降低而形成水合物。

6.地层孔隙压力和破裂压力之间“窗口”狭窄。

深水区域上覆岩层相当一部分由海水替代，因此上覆岩层压力与陆地上相比偏低，由于地层具有较低的破裂压力而空隙压力没有很大的变化，这就使孔隙压力与破裂压力之间的差变得非常小。

对于相同沉积厚度的地层来说，随着水深的增加，地层的破裂压力梯度在降低，致使破裂压力梯度和地层孔隙压力梯度之间的窗口较窄，深海钻井尤其是表层地层容易出现井漏等井下复杂情况。

7.海洋环保问题。

由于海洋环保法要求苛刻，深水钻井液必须具备良好的环保性能，即低毒性和良好的生物降解性。

三、现今海洋深水钻井常用钻井液体系

深水钻井体系大致可分为两类，第一类为深水水基钻井液体系，一般来说,只要能够抑制水合物形成和减少粘土带来的问题,就可以使用深水水基钻井液体系,该体系包括高盐/聚合物、胺基聚合物等体系；第二类为深水油基/混合基钻井液体系，其中合成基钻井液在世界深水钻井作业中已大量应用。

1.深水水基钻井液体系

一般来说，只要能够抑制水合物形成和减少粘土带来的问题,，就可以使用深水水基钻井液体系，该体系包括高盐/聚合物、胺基聚合物等体系。

1.1高盐/聚合物钻井液体系

高盐/聚合物钻井液体系是一套应用了几十年的体系,其常用处理剂有NaCl、KCl、PHPA（部分水解聚丙烯酰胺）、聚合醇、乙二醇等,该体系有如下优点:

①生物毒性低；②生物降解较快；3有效抑制气体水合物的生成。

但是,由于该体系中含有高浓度的盐类，因而无法获得低1.20g/cm3的密度。

同时，在使用该体系时，为了确保井眼清洁，并维护钻井液性能，必须经常进行短程起下钻，这将很大程度上减慢钻速，增加钻井时间，从而加大了钻井成本。

该体系在pH值为中性时抑制岩屑效果最好,盐度可以达到饱和,在高盐环境下使用效果更好,因而适用于活性页岩地层。

1.2胺基聚合物钻井液体系

该体系是近年来为适应更加严格的环保要求而开发的,主要由页岩抑制剂、包被剂、防聚结剂和降滤失剂等组成。

主要由页岩抑制剂、包被剂、防聚结剂和降滤失剂等组成。

页岩抑制剂是一种胺基多官能分子，完全溶于水并且低毒。

页岩抑制剂独特的分子结构使其分子能很好地镶嵌在粘土层间，使粘土层紧密结合在一起，从而降低粘土吸收水分的趋势。

包被剂为部分水解聚丙烯酰胺（PHPA），主要用来降低粘土分散的程度，并通过对页岩颗粒的包被作用抑制页岩水化。

防聚结剂是由表面活性剂和润滑剂组成的特殊混合物，该处理剂能覆盖在钻屑和金属表面，从而降低粘土水化和在金属表面粘结的趋势，防止水化颗粒聚沉,阻止钻头泥包，还可通过降低摩擦系数来增强钻井液润滑性，降低钻柱的摩阻和扭矩。

该钻井液体系具有许多优良性能,如抑制性强、提高机械钻速、减少钻头泥包、减少扭矩和摩阻、减少储层伤害,同时,还具有保护环境和配浆成本较低的特点。

胺基聚合物钻井液体系已在墨西哥湾和南中国海的深水区进行了应用,取得了较好的效果。

2.深水油基/合成基钻井液体系

2.1油基钻井液体系

油基钻井液一般是低毒矿物油钻井液，其优点包括如下几点：

具有较强的水合物抑制性；高温；高压滤失量低，造壁性能，形成的井壁滤饼具有较好的韧性及润滑性；携屑和悬浮能力强，井眼清洁情况良好。

使用油基钻井液时，为防止污染海洋环境，不允许油基钻井液及钻屑直接排海。

在完钻后,隔水管内的油基钻井液须回收运回陆地处理，井筒内的油基钻井液应替出或通过弃井水泥塞封存井下，钻屑要经过处理，使其中的含油量达到国家排放标准后再进行排海。

目前在西非和南中国海地区的钻井作业中已成功应用。

2.2合成基钻井液体系

合成基钻井液在世界深水钻井作业中已大量应用，其种类很多，第1代以酯、醚、聚烯烃基钻井液为代表，第2代合成基钻井液以线型烯烃、内烯烃和线型石蜡基钻井液为代表。

该钻井液体系具有合适的流变性，能够满足温差的巨大变化，在深水钻井时表现出良好性能。

其优点包括如下几点：

钻速快；抑制性好；优异的钻屑悬浮能力和低的循环压耗；好的润滑性和触变性能；井壁稳定;有利于油层保护；无毒,可生物降解等。

3.其他钻井液体系

除了水基钻井液和合成基钻井液，国外深水钻井还应使用了其他一些钻井液体系，比如一些特殊的油基钻井液体系和使用效果较好的充气钻井液。

柴油基钻井液曾一度因其低廉的价格和优良的保护井壁作用而得到广泛应用,但其对环境有极大的危害,并且对人体健康也有不利影响,可引起眼部和呼吸道疼痛,影响记忆力等。

1999年2—3月在美国德州奥斯汀举行的SPE/EPA会议上报道了一种符合环境安全要求的油基钻井液体系。

该体系使用矿物油（芳香族含量<011%）和棕榈油（完全不含芳香族）代替柴油,矿物油和棕榈油均无毒,并且易生物降解,有较好的环境可接受性,对环境影响极小。

巴西某油田，水深454m的AB-L57B井，以常规钻井钻至井深2800m（垂深2563m）,直径24415mm套管下入到井斜角为31°的斜井段。

目的层是两个夹杂着页岩的砂岩井段，孔隙压力当量密度约是01816kg/L。

直径21519mm钻头钻至井深2989m（垂深2725m）,使用了密度01864kg/L的充氮水基钻井液。

使用充氮水基钻井液降低了对地层损害,防止或减少了井眼问题（例如不同程度的卡钻、循环漏失等），降低了钻井成本。

低温条件下，钻井液（特别是油基和合成基钻井液）的流变性会发生较大变化，具体表现在粘度、切力大幅度上升，而且还可能发生快速胶凝作用，从而导致破胶循环困难。

流变性的改变会严重影响当量循环密度和井眼净化，这大大增加了发生井漏的风险。

针对上述问题，研究者在油基/合成基钻井液的基础上开发出了称为平流变的钻井液体系。

该体系使用新型的乳化剂、润湿剂和流型调节剂，实现了深水低温条件下的平流变性,即流变性受温度影响不大，特别是屈服值受温度影响很小。

近年来,该体系已在墨西哥湾、东南亚、中国南海等地区深水钻井作业中广泛应用，表现出了良好的性能。

图1平流变和传统钻井液体系屈服值随温度的变化曲线

4、我国深海钻井液技术发展状况

中国海洋面积广阔，海上石油储量丰富。

深水海域油气资源的勘探开发既属于复杂地质油气资源又属于海洋资源，因而成

为了中国近年勘探开发的重点。

近年来部分科研院校陆续开展了一些基础研究工作，包括水合物抑制剂，深水水基钻井液流变性等各方面的研究，但我国深水钻井液技术研究起步较晚，中国的深水钻井液技术研究主要集

中在钻井液配方的室内优化，缺乏核心产品与技术的自主研发，整体上与国外仍有较大差距。

目前尚不具备进行自主现场实践的条件，这也制约了中国自主的深水钻井液工艺的发展。

5、发展趋势及建议

1.随着经济的发展,对石油的消费日益增加,钻井技术不断成熟,石油勘探开发逐渐向更深的海域迈进。

这对深水钻井液的要求不断提高,研制新型无毒、低成本、可再利用的钻井液体系和钻井液处理剂是今后发展的必然趋势。

2.在海洋钻井液处理剂及体系的推广应用过程中,要将钻井工程、油气层保护和环境保护有机结合起来,从钻井成本和环境效益两方面综合评判它们的推广应用效果,以获得最佳的综合效益。

3.加强对低温条件下深水钻井液的流变性及携岩能力、新型水合物抑制剂及作用机理的研究，并建立一套全面、准确评价深水钻井液性能的标准和方法。

4.深入分析深水地层特点，建立深水疏松地层和含水合物地层的室内模拟手段与井壁稳定性评价方法，优化钻井液防塌技术对策。

六、结论

1.深水钻井液体系的应用基本经历了从水基到油基再到合成基钻井液的过程，也是从单纯考虑性能和单项成本到重视环保和综合成本的过程，下一步则将是优化性能和综合成本的研究过程。

2.目前深水钻井使用的钻井液体系种类较多，但仍以水基钻井液和合成基钻井液体系为主。

3.随着石油工业的不断发展，海洋油气勘探的水域越来越深，深水钻井难度也越来越大，深水钻井面临着诸多问题，对钻井液技术提出了更高要求。

4.我国深水钻井液技术还处于起步阶段。

未来将更加完善防塌，环保等性能。