趙 欣， 邱正松， 石秉忠， 林永學， 高書陽

(1.中國石油大學(華東)石油工程學院，山東青島 266580；2. 中國石化石油工程技術研究院，北京 100101)

?深水鉆井完井專題?

深水聚胺高性能鉆井液試驗研究

趙 欣1， 邱正松1， 石秉忠2， 林永學2， 高書陽2

(1.中國石油大學(華東)石油工程學院，山東青島 266580；2. 中國石化石油工程技術研究院，北京 100101)

聚胺高性能鉆井液是性能最接近油基鉆井液的水基鉆井液，在深水鉆井領域具有廣闊的應用前景。為降低鉆井液成本，在研制聚胺強抑制劑的基礎上，考慮水合物抑制及低溫流變性等因素，通過優(yōu)選處理劑，構建了適用于深水鉆井的聚胺高性能鉆井液體系，并對其進行了綜合性能評價。結果表明，該鉆井液可抗150 ℃高溫，且低溫流變性優(yōu)良，2 ℃和25 ℃的表觀黏度比和動切力比分別為1.36和1.14；其抑制頁巖水化分散效果與油基鉆井液相當，體現(xiàn)了其強抑制特性；在模擬1 500 m水深的海底低溫高壓(1.7 ℃，17.41 MPa)條件下，具備120 h抑制水合物生成的能力；抗鈣、抗劣土污染能力較強；無生物毒性，能滿足深水鉆井環(huán)保要求。其主要性能指標基本達到了用于深水鉆井的同類鉆井液水平，可滿足深水鉆井要求。

深水鉆井 聚胺鉆井液 鉆井液添加劑 鉆井液性能 天然氣水合物

深水鉆井液技術作為深水油氣勘探開發(fā)的關鍵技術之一，面臨著深水疏松地層井壁易失穩(wěn)、低溫流變性調控以及抑制天然氣水合物生成等特殊技術難點[1-2]。油基/合成基鉆井液具有抑制性強、高溫穩(wěn)定和潤滑性好等優(yōu)點，已在高難度、高風險的深水鉆井中得到廣泛應用，但其成本高，且存在環(huán)保隱患[3-5]。聚胺水基鉆井液具備與油基鉆井液相媲美的“強抑制”特性，且成本低，環(huán)保性能好，已成功應用于國外深水鉆井作業(yè)中[6-7]，具有廣闊的應用前景，但目前該鉆井液技術主要由國外技術服務公司掌握。因此，有必要研究具有自主知識產權的深水高性能鉆井液，為國內深水油氣開發(fā)提供技術儲備。為此，筆者在自主研發(fā)聚胺強抑制劑SDJA的基礎上，通過優(yōu)選處理劑，研制了適用于深水鉆井的聚胺高性能鉆井液(簡稱深水聚胺鉆井液)。

1 試驗儀器及材料

主要試驗儀器：鉆井液低溫流變性評價試驗裝置，水合物抑制性評價試驗裝置[8]，API濾失儀，高溫高壓濾失儀，ZNND-6 型旋轉黏度計以及滾子加熱爐。

主要試驗材料：一級鈉膨潤土，聚胺抑制劑SDJA、ULTRAHIB，XC，SD-101，CPAM，F(xiàn)T-1，SD-505，JLS-1，NaCl，KCl，油基鉆井液(自制)。

2 深水聚胺鉆井液的研制

2.1 研制思路

深水鉆井液需具備良好的抑制疏松地層井壁失穩(wěn)以及抑制天然氣水合物生成的能力，且低溫流變性穩(wěn)定。實踐表明，聚胺抑制劑可有效抑制泥頁巖水化分散，是國外深水聚胺鉆井液的關鍵組成部分?？赏ㄟ^自主研發(fā)性能優(yōu)良的聚胺抑制劑作為深水鉆井液關鍵處理劑，解決深水疏松地層井壁失穩(wěn)問題；優(yōu)選水合物抑制劑，確定深水鉆井液中天然氣水合物抑制劑的種類及用量；在抗鹽抗溫處理劑的優(yōu)選過程中，將單劑的低溫流變性作為評價指標之一，以保證優(yōu)選出的各類處理劑具備良好的低溫流變性。在單劑優(yōu)選基礎上，通過優(yōu)化配方，最終研制出深水聚胺高性能鉆井液。

基于井壁失穩(wěn)與防塌機理研究，通過聚醚二胺與環(huán)氧乙烷聚合反應，合成了聚胺強抑制劑SDJA。該抑制劑分子可進入黏土間層，通過靜電吸引吸附在黏土顆粒表面，抑制黏土水化[9]。

用鈉膨潤土，分別測試了清水、KCl、SDJA和國外聚胺抑制劑ULTRAHIB的抑制性能，結果如圖1所示。由圖1可知，隨著膨潤土加量的增大，清水的表觀黏度迅速增大，而SDJA溶液的表觀黏度變化較小，表明SDJA可有效抑制黏土水化造漿，其抑制效果明顯優(yōu)于KCl，與ULTRAHIB相當。此外，頁巖滾動分散試驗表明，SDJA和ULTRAHIB的回收率高于KCl、小陽離子抑制劑NW-1 和甲酸鹽[9-10]，說明SDJA具有優(yōu)良的頁巖水化抑制性。

圖1 表觀黏度隨膨潤土質量濃度的變化曲線Fig.1 The curve of apparent viscosity with bentonite concentration

2.3 天然氣水合物抑制劑的優(yōu)選

對常用的天然氣水合物動力學抑制劑 DY-1、DY-2 及熱力學抑制劑NaCl、乙二醇等進行了水合物抑制效果評價[8]。評價結果表明，動力學抑制劑在水深超過1 000 m的環(huán)境中抑制效果有限；熱力學抑制劑中，高濃度NaCl的抑制效果明顯優(yōu)于乙二醇，可適用于深水鉆井。由天然氣水合物生成的熱力學方程計算可知，水深超過1 000 m時(壓力超過10 MPa，溫度低于5 ℃)，抑制水合物生成所需NaCl的質量分數須高于15％[11]，隨著水深增加，所需抑制劑加量也越來越高。應用水合物抑制性評價試驗裝置，模擬1 500 m水深條件(2±0.2 ℃，15±0.2 MPa)，分別考察了海水膨潤土漿(用預除鈣鎂海水配制)加入20％和25％NaCl后甲烷水合物的生成情況，試驗過程中保持攪拌速度為200 r/min，以模擬井下動態(tài)環(huán)境，結果見表1。從表1可看出，NaCl質量分數為20％時，海水膨潤土漿在7 h內無天然氣水合物生成，基本滿足水深1 500 m鉆井作業(yè)中有效抑制天然氣水合物生成的要求。

表1 NaCl抑制水合物生成效果

2.4 鉆井液體系的構建

深水海底淺部地層溫度較低，但對于深部地層，其溫度隨地層深度增加而升高，這要求深水鉆井液處理劑同時具備良好的抗高溫/低溫能力。筆者通過試驗考察常用處理劑(包括已應用于深水鉆井的主要處理劑)經過150 ℃老化后的基本性能，以老化后的低溫流變性為優(yōu)選指標，進行抗高溫/低溫處理劑優(yōu)選。由于深水鉆井液中通常采用高濃度的NaCl抑制天然氣水合物的生成，優(yōu)選試驗在高鹽條件下(加入質量分數為25％的NaCl)進行，以保證優(yōu)選出的處理劑具有良好的抗鹽性能。降濾失劑和增黏劑的優(yōu)選結果見表2。此外，優(yōu)選出了適用于深水鉆井的包被劑CPAM、潤滑劑 SD-505 以及封堵劑 FT-1。

表2 深水鉆井液處理劑高溫/低溫穩(wěn)定性評價試驗結果

注：老化條件為在150 ℃下滾動16 h，下同。

在優(yōu)選處理劑的基礎上，確定深水聚胺鉆井液的配方為：3.00％海水膨潤土漿+0.15％XC+3.00％SDJA+0.10％CPAM+4.00％ SD-101+1.00％ JLS-1+1.00％ SD-505+1.50％ FT-1+20.00％NaCl，其密度為1.19 kg/L。

3 深水聚胺鉆井液性能評價

3.1 流變性能

式中：a為斷層類型影響系數；b為斷層兩盤影響系數，一般正斷層上盤及逆斷層下盤影響范圍較大，取值較大，大于1；c為斷層落差影響系數；Hd為斷層落差，m。

與陸地或淺海鉆井相比，深水鉆井要求鉆井液在低溫—高溫大溫差條件下保持良好的流變性。通過試驗考察了150 ℃高溫老化后，不同密度的深水聚胺鉆井液在常溫和低溫下的流變性，結果見表 3。以鉆井液2 ℃和25 ℃的表觀黏度比和動切力比評價其低溫流變性，比值越接近于 1，表明鉆井液的流變性受低溫影響越小，越有利于其低溫流變性的合理調控，通常要求該比值小于 2。從表 3可以看出：鉆井液老化前后性能變化較小，2 ℃和25 ℃的表觀黏度比和動切力之比分別為1.36、1.14，表明深水聚胺鉆井液具有良好的抗高溫能力和低溫流變性；采用重晶石粉加重后，其黏度有所升高；密度為1.40 kg/L時，2 ℃和25 ℃的表觀黏度比和動切力之比分別為1.36、1.14；密度為1.60 kg/L時，2 ℃和25 ℃的表觀黏度比和動切力比分別為1.41、1.33，表明深水聚胺鉆井液加重后仍具有良好的流變性和濾失性。

表3 不同密度深水聚胺鉆井液的基本性能

注：高溫高壓失水量是在150 ℃、3.5 MPa條件下測定的。

3.2 抑制頁巖水化分散性能

通過頁巖滾動分散試驗，評價了深水聚胺鉆井液的頁巖抑制性，并與油基鉆井液[12]進行了對比，試驗所用巖屑取自南海某油田，結果見表4。由表4可知，深水聚胺鉆井液可有效抑制泥頁巖水化分散，針對不同地層，其頁巖回收率接近或超過90％，與油基鉆井液相當，體現(xiàn)了該鉆井液的強抑制性。

表4 頁巖滾動分散試驗結果

3.3 抑制天然氣水合物性能

在模擬超過1 500 m水深的靜態(tài)條件下，對深水聚胺鉆井液抑制天然氣水合物的性能進行了評價，結果見圖2。由圖2可知，經過7 212 min(超過5 d)，鉆井液-甲烷體系中無明顯的溫度、壓力變化，說明體系中未生成氣體水合物。這表明深水聚胺鉆井液能滿足1 500 m水深鉆井中抑制水合物生成的要求。

3.4 抗污染性能

由于深水聚胺鉆井液中已含有高濃度的NaCl，因此只對其抗鈣及抗劣土污染性能進行評價，結果見表5。由表5可知：分別加入0.3％、0.5％和1.0％的CaCl2后，鉆井液的流變性、濾失量未發(fā)生較大變化，2 ℃和25 ℃下的表觀黏度比分別為1.25、1.19和1.02；分別加入3％、5％和8％的劣土(南海DF油田巖粉)后，鉆井液仍保持了較好的低溫流變性，2 ℃和25 ℃下的表觀黏度比分別為1.25、1.25和1.37。這表明深水聚胺鉆井液具有良好的抗污染能力，抗CaCl2達1.0％，抗劣土達8％。

圖2 水合物抑制性能評價試驗結果Fig.2 The change of temperature and pressure with the time during testing of hydrate inhibition

表5 深水聚胺鉆井液抗污染性能評價試驗結果

3.5 生物毒性

海洋環(huán)保法規(guī)要求鉆井液具有良好的環(huán)保性能，根據《水質急性毒性的發(fā)光細菌測定法》(GB/T 15441—1995)，用半數有效濃度EC50表示鉆井液的生物毒性，EC50大于10 000 mg/L時為無毒。深水聚胺鉆井液的生物毒性測試結果表明，其EC50大于11 000 mg/L，無毒，滿足海洋環(huán)保要求。

3.6 深水鉆井液性能對比

將不同海域深水鉆井中使用的聚胺鉆井液的性能指標[6,13-14]，與筆者研制的深水聚胺鉆井液進行了對比，結果見表6。由表6可知，所研制的深水聚胺鉆井液的主要性能指標基本達到了同類鉆井液的水平。

表6 深水聚胺鉆井液與不同海域深水鉆井液的性能對比

4 結論及建議

1)以自行研制的聚胺強抑制劑SDJA為關鍵處理劑，考慮天然氣水合物抑制性與低溫流變性等因素，在優(yōu)選處理劑的基礎上，構建了適用于深水鉆井的聚胺高性能鉆井液，其配方為：3.00％海水膨潤土漿+0.15％XC+3.00％SDJA+0.10％CPAM+4.00％ SD-101+1.00％ JLS-1+1.00％ SD-505+1.50％ FT-1+20.00％NaCl。

2)建議進一步開展高效水合物動力學抑制劑研究，以降低天然氣水合物熱力學抑制劑用量和鉆井液成本。

3)建議開展深水水基鉆井液流型調節(jié)劑研究，以更好地實現(xiàn)深水低溫—高溫大溫差范圍內對鉆井液流變性的有效調控。

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ExperimentalStudyonHighPerformancePolyamineDrillingFluidforDeepwaterDrilling

ZhaoXin1,QiuZhengsong1,ShiBingzhong2,LinYongxue2,GaoShuyang2

(1.SchoolofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum(Huadong),Qingdao,Shandong,266580,China;2.SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering,Beijing,100101,China)

High performance polyamine drilling fluid,a water-based drilling fluid,is similar to oil-based drilling fluid in performance,and has broad application prospects in the deepwater drilling.In order to break the technical monopoly of foreign companies and reduce costs,based on the development of a highly inhibitive polyamine shale inhibitor and taking consideration of low temperature rheology and hydrate inhibition,a high performance polyamine drilling fluid had been formed for deepwater drilling by selecting additives.The comprehensive evaluation results showed that the property of the drilling fluid is stable after hot rolling at 150 ℃.The ratios of apparent viscosity and yield point at 2 ℃ and 25 ℃ were 1.36 and 1.14 respectively,which indicated that the drilling fluid was good in low temperature rheological property,and comparable with oil-based drilling fluid in shale inhibition,suggesting the drilling fluid is highly inhibitive.In a simulating condition of low temperature and high pressure (1.7 ℃,17.41 MPa)at 1 500 m water depth,there would be no gas hydrate formed in the drilling fluid in 120 hours.Moreover,it had good resistance to CaCl2(up to 1.0％)and cuttings (up to 8.0％)contamination.TheEC50value of the drilling fluid was higher than 11 000 mg/L,the drilling fluid could meet the environmental requirements of deepwater drilling without any biological toxicity.The primary performance indexes are largely to remain the same with that of polyamine drilling fluids used in overseas deepwater drilling operations,and can meet the requirement of deepwater drilling.

deepwater drilling；polyamine drilling fluid；drilling fluid additive；drilling fluid property；gas hydrate

2013-03-25；改回日期2013-04-25。

趙欣(1987—)，男，山東即墨人，2009年畢業(yè)于中國石油大學(華東)石油工程專業(yè)，在讀博士研究生，主要從事海洋深水鉆井液完井液技術研究。

聯(lián)系方式：(0532)86981847，upczhaoxin@126.com。

教育部“長江學者和創(chuàng)新團隊發(fā)展計劃”項目“海洋油氣井鉆完井理論與工程”(編號：IRT1086)、國家自然科學基金重點資助項目“超臨界二氧化碳在非常規(guī)油氣藏中應用的基礎研究”(編號：51034007)、國家自然科學基金資助項目“頁巖氣儲層保護機理及方法研究”(編號：41072094)資助。

10.3969/j.issn.1001-0890.2013.03.007

TE254

A

1001-0890(2013)03-0035-05

[編輯 劉文臣]