罗健生　李自立　刘　刚　李怀科　郭　磊　耿　铁（中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，河北三河　065201）

HEM聚胺深水钻井液南中国海应用实践

罗健生李自立刘刚李怀科郭磊耿铁
（中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，河北三河065201）

深水钻井在安全和环保方面对钻井液技术提出了更高的要求，如极强的抑制性，优质的润滑性，不易形成气体水合物，维护简单、操作方便、提高钻速等。为预防黏土膨胀，利用聚胺抑制剂、低分子包被剂、防泥包润滑剂及流型调节剂等材料，构建了一套强抑制的深水用HEM聚胺钻井液体系，并采用水合物软件模拟计算了抑制水合物生成的配方。HEM聚胺钻井液在南中国海成功应用15口井，对深水钻井过程中预防气体水合物的形成奠定了基础。

深水；恒流变；强抑制性；HEM聚胺钻井液

深水钻井特有的大尺寸长段隔水管，造成了钻井液用量大，运输距离远，对钻井液携带能力是很大的考验。为应对以上挑战，笔者研究了一套强抑制、低伤害的HEM聚胺钻井液体系［1］。

1　HEM聚胺水基钻井液技术

为了实现水基钻井液“强抑制性”技术要求，研制了一种具有pH值缓冲作用的聚胺强抑制剂、一种低分子量阳离子聚合物包被剂和一种高效防泥包润滑剂。低分子量阳离子聚合物包被剂易溶于水，低温下流变性好，不糊振动筛，不跑浆［2-3］。利用上述3种材料为主剂，配合流型调节剂、降滤失剂及NaCl等材料构建了一套HEM聚胺钻井液体系，其基础配方为：海水+Na2CO3+PF-FLO+XCH+PF-UHIB+PFHLUB+KCl+PF-UCAP+NaCl+重晶石。

1.1扫描电镜分析

利用扫描电子显微镜分别测定了加聚胺前、后夏子街土结构的变化情况。图1（a）为未加聚胺前夏子街土在2000倍扫描电子显微镜下的状态，图1（b）是加1.5 %聚胺后夏子街土在2000倍扫描电子显微镜下的状态。从图1可以看出，未加聚胺的夏子街土间距较大，加入聚胺抑制剂后，微观结构发生了很大变化，层间距变得更加紧密，说明聚胺抑制剂能够有效降低黏土片层之间的层间距，阻止水分进入黏土片层，从而达到很好的抑制作用。

1.2钻井液抑制性实验评价

利用滚动回收率和岩心强度实验分别评价了HEM聚胺钻井液抑制泥页岩的分散能力及钻井液浸泡岩心前后岩心强度的变化情况［7-8］。滚动回收率实验使用的岩屑为HOLEPLUG，而岩心强度实验则是将露头岩心分别浸泡在不同的钻井液中，16 h后取出岩心，分别测定其强度，再将其与浸泡前岩心强度进行对比，以评价钻井液浸泡前后岩石强度的变化。测试结果可知，HOLEPLUG岩屑在海水中的滚动回收率最低，只有4.5 %，无论是一次滚动回收率、二次滚动回收率还是耐久滚动回收率，HEM钻井液体系均高于国外高性能钻井液体系；岩心在3种不同的钻井液中浸泡后强度均有所降低，但其在HEM钻井液体系中强度降低相对要小，这进一步说明HEM钻井液抑制性强。

图1　夏子街土电镜扫描照片

2　现场应用

2011年5月至2014年10月，HEM聚胺钻井液在南中国海A、B、C等油田成功应用15口井，最深作业水深1 300 m，最深井深4 239 m，最低泥线温度3 ℃。该钻井液成功解决了钻井过程中遇到的深水低温、礁灰岩漏失、窄压力窗口等技术难题。在钻井过程中，钻井液抑制性好，润滑性强，起下钻顺利，电测成功，井径规则，下套管一次到位，没有出现任何井下复杂情况。以下主要介绍深水HEM聚胺钻井液体系的应用情况。

2.1现场钻井液关键控制技术

（1）为了提高钻井液抑制性，钻井液中PF-UHIB加量必须保证在20~50 kg/m3；（2）为避免低温下糊筛跑浆现象发生，使用5~10 kg/m3低分子量包被剂PFUCAP；（3）在钻井液中加入一定量NaCl盐水和乙二醇，一方面达到抑制水合物的目的，另一方面起到调节钻井液密度的作用；（4）为防止泥包钻头、钻具，往钻井液体系中加入10~30 kg/m3的防泥包润滑剂PFHLUB；（5）对于裂缝性地层及礁灰岩地层，应视现场具体情况，加入足量的封堵材料PF-FT-1及PF-FPA，以提高地层的承压能力。

2.2现场钻井液性能

从表1可以看出，HEM体系在不同水深的深水井应用过程中，体系的流变性稳定，同时，不同密度下，HEM体系的漏斗黏度，塑性黏度和动切力相差不大，利于现场操作。

表1　HEM聚胺钻井液性能

3　结论

（1）研制了一套深水用HEM聚胺钻井液，实验测试结果表明，该钻井液具有较强的抑制性。

（2）HEM聚胺钻井液在南中国海成功应用15口井，解决了深水钻井低温流变性差、气体水合物危害、井壁失稳、漏失等技术难题，在整个作业过程中，没有出现任何井下复杂情况，现场作业顺利。

［1］罗健生，李自立，李怀科，等.HEM深水聚胺钻井液体系的研究与应用［J］.钻井液与完井液，2014，31（1）：20-23.

［2］李怀科，田荣剑，罗健生，等.一种定量评价钻井液用胺类抑制剂的新方法［J］.钻井液与完井液，2012，29（6）：51-53.

［3］刘晓栋，王宇宾，宋有胜，等. 活性泥页岩快速钻井钻井液技术［J］.石油钻采工艺，2011，33（2）：63-68.

（修改稿收到日期2014-12-31）

〔编辑张百灵〕

Practical application of HEM polyamine fluid for deepwater drilling in South China Sea

LUO Jiansheng, LI Zili, LIU Gang, LI Huaike, GUO Lei, GENG Tie
（Oilfield Chemical Division of COSL Oilfield Chemical Division, Sanhe 065201, China）

Deepwater drilling raises higher safety and environmental requirements on the drilling fluid. For example, the fluid must have strong inhibition performance and excellent lubricity. It should not produce gas hydrates easily and should have such characteristics as simple maintenance, easy operation, and improved drilling speed. To prevent clay swelling, polyamine inhibitors, low-molecular coating agent, anti-balling lubricant, and flow regulator are used to build a deepwater HEM polyamine fluid system with strong inhibition performance, and the hydrate software simulation is used to calculate the formula of inhibiting hydrate formation. HEM polyamine fluid has been successfully applied in 15 wells in the South China Sea and lays the foundation for the prevention of gas hydrate formation in deepwater drilling process.

deepwater; constant rheology; strong inhibitiong performance; HEM polyamine drilling fluid

TE254

A

1000 – 7393（2015） 01 – 0119 – 02

10.13639/j.odpt.2015.01.030

罗健生，1964年生。1999年毕业于中国石油大学（北京）油气井工程专业，现主要从事钻完井液及储层保护研究工作，高级工程师，中国海洋石油总公司钻完井液技术专家。电话：010-84522139。E-mail：luojs@cosl.com.cn。

2014-11-30）

引用格式：罗健生，李自立，刘刚，等. HEM聚胺深水钻井液南中国海应用实践［J］.石油钻采工艺，2015，37（1）：119-120.