黃維安，賈江鴻，李樹皎，趙國(guó)權(quán)，鐘漢毅，邱正松，董兵強(qiáng)

(1.中國(guó)石油大學(xué)(華東) 石油工程學(xué)院，山東 青島 266580； 2.中石化勝利石油工程有限公司 鉆井工藝研究院，山東 東營(yíng) 257017； 3.中國(guó)石油 長(zhǎng)城鉆探工程公司，北京 100101； 4.塔里木石油勘探開發(fā)指揮部第二勘探公司 泥漿技術(shù)服務(wù)公司，新疆 庫爾勒 841000)

抗高溫低聚物KGDP的研制及在深井鉆井中的應(yīng)用

黃維安1，賈江鴻2，李樹皎3，趙國(guó)權(quán)4，鐘漢毅1，邱正松1，董兵強(qiáng)1

(1.中國(guó)石油大學(xué)(華東) 石油工程學(xué)院，山東 青島 266580； 2.中石化勝利石油工程有限公司 鉆井工藝研究院，山東 東營(yíng) 257017； 3.中國(guó)石油 長(zhǎng)城鉆探工程公司，北京 100101； 4.塔里木石油勘探開發(fā)指揮部第二勘探公司 泥漿技術(shù)服務(wù)公司，新疆 庫爾勒 841000)

基于分子結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計(jì)和單體優(yōu)選，合成了抗高溫抗鹽低分子量聚合物KGDP，評(píng)價(jià)了其分子鏈熱穩(wěn)定性和在水基鉆井液基漿中的抗溫抗鹽降黏效果，并將其應(yīng)用于我國(guó)目前井底溫度最高的2口深井——?jiǎng)倏?(236 ℃)和泌深1井(241 ℃)中。結(jié)果表明：新研制的低分子量聚合物KGDP分子鏈熱穩(wěn)定性強(qiáng)，熱解溫度在330 ℃以上；在水基鉆井液基漿中的抗溫能力達(dá)240 ℃以上，降黏效果優(yōu)于國(guó)內(nèi)外同類降黏劑；在勝科1井的超高溫、高礦化度、高固相含量的苛刻條件下以及泌深1井241 ℃的極高溫度下發(fā)揮了流型調(diào)節(jié)作用，有效控制了鉆井液的黏度、切力，確保了這兩口超高溫深井的順利施工。

抗高溫低聚物；水基鉆井液；降黏劑；高溫高壓流變性；勝科1井；泌深1井

隨著勘探開發(fā)領(lǐng)域的拓寬和深入，高溫超深井鉆井?dāng)?shù)量增加，鉆井液所面臨的技術(shù)難題，如高溫穩(wěn)定性、流變性、濾失造壁性和油氣層保護(hù)問題等越來越突出[1-3]。鉆井液流變性對(duì)增強(qiáng)攜屑能力、提高機(jī)械鉆速、保持井眼穩(wěn)定和確保井下安全等具有重要意義。當(dāng)鉆遇高壓地層、大段泥頁巖地層、鹽膏泥混合地層時(shí)，高固相、地層造漿、電解質(zhì)污染等使鉆井液流變性惡化[4-5]，鉆井液流變性極難控制。針對(duì)以上難題，成功研制出一種抗高溫抗鹽低分子聚合物，用于超高溫水基鉆井液流變性調(diào)控，為我國(guó)目前井底溫度最高的超深井勝科1井的成功鉆探提供了技術(shù)支撐。

1 KGDP的合成

1.1 分子設(shè)計(jì)及反應(yīng)原理

為實(shí)現(xiàn)抗高溫、抗鹽和降黏切目標(biāo)，優(yōu)化設(shè)計(jì)了抗高溫低聚物KGDP分子結(jié)構(gòu)：①主鏈采用C-C單鍵結(jié)構(gòu)；②側(cè)鏈引入強(qiáng)水化、吸附基團(tuán)，設(shè)計(jì)C-C、C-S、C-N等結(jié)構(gòu)；③引入親水能力強(qiáng)的-SO3-和-COO-；④引入適量陽離子基團(tuán)，減弱高溫解吸附；⑤使分子鏈具有高的負(fù)電荷密度，通過靜電斥力阻止黏土顆粒形成網(wǎng)架結(jié)構(gòu)；⑥控制分子量小于10 000。依據(jù)分子結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，選取工業(yè)品丙烯酸、2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸、丙烯酸甲脂和二甲基二烯丙基氯化銨作為聚合單體；選用分析純過硫酸銨、亞硫酸鈉氧化還原引發(fā)體系；分析純巰基乙酸為鏈終止劑；分析純氫氧化鈉為pH值調(diào)節(jié)劑。根據(jù)反應(yīng)原理，合成低聚物的化學(xué)反應(yīng)式如下：

圖1 抗高溫低聚物KGDP化學(xué)合成反應(yīng)式

1.2 合成方法

將丙烯酸、2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸、丙烯酸甲脂和二甲基二烯丙基氯化銨按照物質(zhì)的量比 13∶10∶9∶3在攪拌下依次加入盛適量蒸餾水的四口燒瓶中；攪拌至完全溶解，用20%NaOH溶液將體系pH值調(diào)至7.0；升溫至60 ℃后加入反應(yīng)物總質(zhì)量1%的引發(fā)劑，在攪拌下反應(yīng)15～25 min；加入反應(yīng)物總質(zhì)量1%的巰基乙酸，繼續(xù)攪拌10 min，得低黏稠液體產(chǎn)物；將所得產(chǎn)物于105 ℃下烘干粉碎，即得粉末狀低分子量聚合物KGDP。

2 KGDP的性能評(píng)價(jià)

2.1 抗溫性

在N2中通過熱重分析評(píng)價(jià)了KGDP分子鏈的熱穩(wěn)定性，從熱差曲線(圖2)看出，KGDP的熱分解過程主要有2個(gè)階段，開始發(fā)生熱解的溫度在330～380 ℃之間，由此看出，低分子量聚合物KGDP的熱穩(wěn)定性強(qiáng)。

圖2 KGDP在N2中的TG曲線

2.2 降黏效果

(1)淡水基漿

以“400 mL自來水 + 1.6 g無水碳酸鈉 + 8%二級(jí)膨潤(rùn)土 + 10%評(píng)價(jià)土”為基漿，參考石油與天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5695-95《鉆井液用兩性離子聚合物降黏劑XY-28》以及SY/T 5243-91《水基鉆井液用降黏劑評(píng)價(jià)程序》，以旋轉(zhuǎn)六速黏度計(jì)100 r/min下讀數(shù)Φ100為指標(biāo)，對(duì)比了KGDP、XY-28、Descofl 這3種降黏劑高溫老化前后的降黏效果[6-8]。從圖3可知，老化前XY-28在淡水基漿中的降黏效果最好，Descofl次之。但是，加入KGDP基漿的切力最低。老化后，KGDP的降黏切效果最好，Descofl次之，XY-28最差。從表中老化前后的API濾失量還可看出，3種降黏劑老化前后均有一定的降濾失效果，其中KGDP老化前后的API濾失量最低，降濾失效果最好。

圖3 KGDP在淡水基漿中的降黏效果評(píng)價(jià)

(2)淡水加重基漿

以“400 mL自來水 + 1.4 g無水碳酸鈉 + 7%二級(jí)膨潤(rùn)土 + 10%評(píng)價(jià)土 + 60%重晶石(密度為1.5 g/cm3)”為基漿[6-8]，對(duì)比了KGDP、XY-28、Descofl 這3種降黏劑高溫老化前后的降黏效果，降黏劑質(zhì)量濃度均為0.003 g/mL。從圖4可知，3種降黏劑在淡水基漿中老化前后的降黏效果都較明顯。老化前，XY-28的降黏效果最好，經(jīng)過220 ℃/16 h和240 ℃/16 h老化后，XY-28和Descofl遠(yuǎn)不如KGDP的降黏效果。并且，老化前后，KGDP的降黏作用穩(wěn)定。

圖4 KGDP在淡水加重基漿中的降黏效果評(píng)價(jià)

(3)復(fù)合鹽水基漿

以“400 mL自來水 + 1.4 g無水碳酸鈉 + 7%二級(jí)膨潤(rùn)土 + 15%評(píng)價(jià)土 + 0.5% CaCl2+ 4% NaCl”為基漿[6-8]，對(duì)比了KGDP、XY-28、Descofl 這3種降黏劑在復(fù)合鹽水基漿中高溫老化前后的降黏效果，降黏劑質(zhì)量濃度均為0.003 g/mL。從圖5可知，加入3種降黏劑后，實(shí)驗(yàn)漿老化前后的黏度和切力均有所降低，其中，KGDP的降黏降切效果最明顯，并且老化前后的API濾失量最低。表明KGDP在CaCl2、NaCl復(fù)合鹽水基漿中的降黏效果要優(yōu)于XY-28和Descofl。另外，各實(shí)驗(yàn)漿老化前后的API濾失量均較大，這是由于加入NaCl和CaCl2以后，

圖5 KGDP在復(fù)合鹽水基漿中的降黏效果評(píng)價(jià)

Na+和Ca2+壓縮黏土顆粒的擴(kuò)散雙電層，降低其水化膜厚度，甚至引起黏土顆粒聚結(jié)，改變體系中顆粒粒徑匹配，使形成的濾餅松散所致。

(4)聚合物基漿

以“400 mL自來水 + 0.8 g無水碳酸鈉 + 4%二級(jí)膨潤(rùn)土 + 8%評(píng)價(jià)土 + 1% Driscal + 2.5% 超細(xì)碳酸鈣”為1#基漿，以“400mL自來水 + 1.2 g無水碳酸鈉 + 6%二級(jí)膨潤(rùn)土 + 10%評(píng)價(jià)土 + 1.5%Driscal + 4% NaCl + 0.5%CaO”為2#基漿，KGDP質(zhì)量濃度分別為0.002 g/mL和0.003 g/mL[6-8]。評(píng)價(jià)了KGDP在聚合物基漿中高溫老化前后的降黏效果。從圖6可知，KGDP在不同組成的聚合物基漿中均有較好的降黏效果，特別是在2#基漿中，老化后的黏度和切力都很低。并且，在2種實(shí)驗(yàn)基漿中，KGDP都有一定降濾失效果。

圖6 KGDP在聚合物基漿中的降黏效果評(píng)價(jià)

2.3 高溫高壓流變性

在淡水基漿“400 mL自來水 + 1.6 g無水碳酸鈉 + 8%二級(jí)膨潤(rùn)土 + 10%評(píng)價(jià)土”中，評(píng)比了KGDP經(jīng)240 ℃老化16 h后的高溫高壓流變性。高溫老化后，冷卻，高攪5 min(期間將pH值調(diào)節(jié)為9.0)。在Fann50SL高溫高壓流變儀上分別測(cè)量它們?cè)诟邷馗邏?180 ℃/4.5 MPa)下的流變性，從圖7看出，在180 ℃/4.5 MPa下，KGDP處理過的實(shí)驗(yàn)漿的黏度最低，Descofl次之，XY-28處理過的實(shí)驗(yàn)漿的黏度最高，比基漿還要高。其原因是，XY-28本身抗溫能力不強(qiáng)，經(jīng)240 ℃老化后，處理劑降解，降解產(chǎn)物在高溫下與OH-發(fā)生反應(yīng)，產(chǎn)物引起黏土顆粒高溫下絮凝。基漿和用XY-28、Descofl處理過的實(shí)驗(yàn)漿的流變曲線隨剪切速率增加呈“勺子”狀變化。用現(xiàn)有流變模式對(duì)曲線擬合知[9-10]，基漿和Descofl處理過的實(shí)驗(yàn)漿較符合冪律模式，KGDP處理過的實(shí)驗(yàn)漿較符合賓漢模式，而XY-28處理過的實(shí)驗(yàn)漿對(duì)現(xiàn)有流變模式的擬合性不好。

圖7 KGDP在淡水基漿中的高溫高壓流變性評(píng)價(jià)

3 KGDP在深井鉆井中的應(yīng)用

3.1 在勝科1超深井的應(yīng)用

勝科1井是中石化在勝利油田布置的一口重點(diǎn)科學(xué)探索井，完鉆井深7 026 m，完鉆井底溫度高達(dá)236 ℃，為當(dāng)時(shí)國(guó)內(nèi)最高。該井面臨深部超高溫鉆井液穩(wěn)定性問題、超高密度高礦化度組合苛刻條件下的鉆井液流變性調(diào)控問題以及防漏堵漏等鉆井液技術(shù)難題。在該超深井鉆至孔二段地層6 953 m、井底溫度約為232 ℃時(shí)進(jìn)行了抗高溫低聚物KGDP現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。試驗(yàn)前現(xiàn)場(chǎng)井漿性能為：密度1.72 g/cm3，固相體積分?jǐn)?shù)31%，含砂體積分?jǐn)?shù)0.2%，井口出口溫度89 ℃，黏附系數(shù)0.062。將新研制的KGDP以膠液形式緩慢加入井漿中，在井漿中的質(zhì)量分?jǐn)?shù)約為0.047%，替代了國(guó)外Descofl的日常維護(hù)，鉆井液從井口到井底再返回地面的循環(huán)時(shí)間約為5 h。完全加入KGDP約5 h后監(jiān)測(cè)的井漿性能為密度1.74 g/cm3，固相體積分?jǐn)?shù)31%，砂體積分?jǐn)?shù)0.2%，井口出口溫度89 ℃，黏附系數(shù)0.062。KGDP加入前后井漿的流變性及濾失性測(cè)試結(jié)果見表1。

表1 KGDP加入前后勝科1超深井井漿的流變性及濾失性測(cè)試結(jié)果

注：HTHP濾失量測(cè)試條件為150 ℃/3.5 MPa。

從表1看出，抗高溫低聚物KGDP加入井漿后，黏度和切力均有下降，API和HTHP濾失量基本不變，說明KGDP在欠飽和復(fù)合鹽水體系超高溫高密度(232 ℃，1.72 g/cm3)苛刻條件下，發(fā)揮了降黏作用，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)取得了初步成功。隨后，在勝科1井最后的6 960～7 026 m超高溫井段，使用新研制的KGDP替代國(guó)外抗高溫降黏劑Descofl。從開展KGDP現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用試驗(yàn)到完井，歷時(shí)近120 d，其穩(wěn)定的流變性有力保障了現(xiàn)場(chǎng)鉆進(jìn)、起下鉆、測(cè)試等作業(yè)。

3.2 在泌深1井的應(yīng)用

泌深1超深井是一口直參井，位于南襄盆地泌陽凹陷深凹區(qū)(河南省唐河縣畢店鄉(xiāng))，實(shí)際完鉆6 005 m，完鉆目的層為古近系玉皇頂組玉二段，兼探古近系玉皇頂組玉一段、大倉(cāng)房組和核桃園組。該超深井主要面臨的鉆井液技術(shù)難題包括：①該區(qū)地溫梯度較大，井底溫度實(shí)測(cè)241 ℃，是至今國(guó)內(nèi)最高紀(jì)錄，也屬國(guó)際罕見。②下部的大倉(cāng)房組和玉皇頂組玉一段含紅色泥巖、灰色泥巖，鉆井液既要抗超高溫，又要抑制泥巖水化膨脹和分散，而抗高溫與抑制是不容易解決的矛盾。③泌深1井要求盡可能用淡水體系，抗高溫兼顧防塌要求苛刻，同時(shí)成本和環(huán)保要求更高。④泌深1井下部可能存在未知的復(fù)雜地質(zhì)條件。

自該井4 500 m四開后，轉(zhuǎn)化為使用抗高溫抗鹽處理劑KGJL和KGDP的超高溫水基鉆井液體系：4%膨潤(rùn)土漿+ 0.3%KGJL + 0.2%KGDP + 4%SD-101(磺化酚醛樹脂)+ 2%SD-202(褐煤樹脂)+ 3%LQ-10(特種瀝青)+ 3%白油+ 0.3%表面活性劑(加重至1.25 g/cm3)。

為維持超高溫水基鉆井液體系的穩(wěn)定性，施工中采用以下維護(hù)工藝措施：

(1)維持膨潤(rùn)土質(zhì)量濃度在合理的范圍(35～45 mg/L)，膨潤(rùn)土含量過低不能維持鉆井液流變性能，膨潤(rùn)土含量過高會(huì)發(fā)生高溫膠凝。

(2)注意鉆井液中各處理劑的協(xié)同配比，抗高溫抗鹽處理劑KGJL和KGDP按質(zhì)量比3∶2加入，同時(shí)抗高溫降濾失劑SD-101與SD-202按質(zhì)量比1∶1加入。

(3)當(dāng)進(jìn)行較大幅度處理井漿時(shí)，及時(shí)對(duì)比檢測(cè)入井時(shí)和循環(huán)出口(第一、第二和第三循環(huán)周)的鉆井液主要性能，充分掌握實(shí)際處理后井漿的抗高溫穩(wěn)定性，以指導(dǎo)性能調(diào)整。

(4)隨著井加深、井底溫度增加，增加抗高溫抗鹽處理劑KGJL和KGDP用量。

泌深1超深井四開部分井深處監(jiān)測(cè)的井漿性能見表2。

表2 泌深1超深井四開部分井深處監(jiān)測(cè)的井漿性能

由表2看出，泌深1超深井鉆井液流變性好、濾失量低、摩阻系數(shù)小，完全滿足了現(xiàn)場(chǎng)鉆井需要。達(dá)到的效果如下：①體系抑制性強(qiáng)，鉆井液沒有外排；②起鉆無掛卡，下鉆能順利到底，沒有發(fā)生長(zhǎng)段劃眼情況；③鉆井液濾失量低；④井壁穩(wěn)定效果好，未出現(xiàn)井壁坍塌和縮徑等井壁不穩(wěn)定現(xiàn)象；⑤在超高溫條件下，鉆井液性能穩(wěn)定。如在井深5 933 m處，井底溫度達(dá)239 ℃，起鉆后因鉆機(jī)故障等廠家修理，從起鉆至鉆機(jī)修好后下鉆到底循環(huán)，鉆井液共靜止時(shí)間長(zhǎng)達(dá)115 h，下鉆仍能正常鉆進(jìn)。

4 結(jié) 論

(1)研制的抗高溫低聚物KGDP分子熱穩(wěn)定性強(qiáng)，在淡水基漿、淡水加重基漿、復(fù)合鹽水基漿中的抗溫降黏效果突出，優(yōu)于國(guó)外同類降黏劑Descofl和國(guó)內(nèi)聚合物降黏劑XY-28，并具有一定降濾失作用，能有效降低聚合物基漿的黏切。

(2)KGDP在勝科1井的超高溫、高礦化度、高固相含量的苛刻條件下發(fā)揮了流型調(diào)節(jié)作用，在泌深1井241 ℃的極高溫度下有效控制了鉆井液的黏度、切力，確保了這兩口超高溫深井的順利施工。

[1] Singh P K,Sharma V P.Effect of additives and aging on the rheological properties of water-based drilling fluid[J].Energy Sources,1991,13(3):369-387.

[2] WANG Fu-hua,TAN Xue-chao,WANG Rui-he,et al.High temperature and high pressure rheological properties of high-density water-based drilling fluids for deep wells[J].Petroleum Science,2012,9(3):354-362.

[3] 張家棟，王秀艷，姚烈，等.聚合酸降黏劑的研究與應(yīng)用[J].鉆井液與完井液，2006,23(1)：5-10. ZHANG Jia-dong,WANG Xiu-yan,YAO Lie,et al.Study and application of acidized polymer drilling fluid thinner[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2006,23(1):5-10.

[4] Kok M V,Alikaya T.Effect of polymers on the rheological properties of KCl/Polymer type drilling fluids[J].Energy Sources,2005,27(5):405-415.

[5] Speers R,Holme K,Tung M,et al.Drilling fluid shear stress overshoot behavior[J].Rheologica Acta,1987,26(5):447-452.

[6] 中華人民共和國(guó)能源部.SY/T 5243-91水基鉆井液用降黏劑評(píng)價(jià)程序[S].北京：石油工業(yè)出版社，1991.

[7] 張國(guó)釗，何耀春，鄭若芝.鉆井液用降黏劑基漿的確定[J].技術(shù)教育學(xué)報(bào)，1996,7(1)：5-12. ZHANG Guo-zhao,HE Yao-chun,ZHENG Ruo-zhi.Definition of basic mud used in evaluation viscosity reducer[J].Journal of Chengde Petroleum College,1996,7(1):5-12.

[8] 鄢捷年.鉆井液工藝學(xué)[M].東營(yíng)：石油大學(xué)出版社，2001：121-123.

[9] 蔣官澄，吳學(xué)詩，鄢捷年，等.深井水基鉆井液高溫高壓流變特性的研究[J].鉆井液與完井液，1994,11(5)：21-26,74-77. JIANG Guan-cheng,WU Xue-shi,YAN Jie-nian,et al.Study on the rhoeology property of water based drilling fluid at high temperature and high pressure[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,1994,11(5):21-26,74-77.

[10] 鄢捷年，趙雄虎.高溫高壓下油基鉆井液的流變特性[J].石油學(xué)報(bào)，2003,24(3)：104-109. YAN Jie-nian,ZHAO Xiong-hu.Rheological properties of oil-based drilling fluids at high temperature and high pressure[J].Acta Petrolei Sinica,2003,24(3):104-109.

責(zé)任編輯：董 瑾

2014-10-01

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目“海洋深水水基鉆井液恒流變性調(diào)控的化學(xué)、物理方法研究”(編號(hào)：51374233)；山東省自然科學(xué)基金項(xiàng)目“海洋深水水基鉆井液恒流變性調(diào)控物理方法及其機(jī)理”(編號(hào)：ZR2013EEM032)；高校自主創(chuàng)新“高頻交流電場(chǎng)對(duì)水基鉆井液流變性的調(diào)控作用及其機(jī)理”(編號(hào)：13CX02044A)

黃維安(1976-)，男，博士，副教授，主要從事油氣井化學(xué)工程領(lǐng)域研究。E-mail：masterhuang1997@163.com

1673-064X(2015)03-0072-05

TE254

A