李建軍， 王中義（大慶鉆探工程公司鉆井工程技術(shù)研究院，黑龍江大慶 163413）

抗高溫?zé)o固相鉆井液技術(shù)

李建軍， 王中義
（大慶鉆探工程公司鉆井工程技術(shù)研究院，黑龍江大慶 163413）

李建軍，王中義.抗高溫?zé)o固相鉆井液技術(shù)[J].鉆井液與完井液，2017，34（3）：11-15.

LI Jianjun， WANG Zhongyi.High temperature solid-free drilling fluid technology[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（3）：11-15.

針對(duì)鉆井液易高溫變性的特點(diǎn)，通過(guò)研制出耐高溫增黏劑XCC、降濾失助劑AADC、封堵劑FSCC，設(shè)計(jì)出一種無(wú)固相抗220 ℃超高溫的鉆井液配方。具體加量配比為2%XCC+1%AADC+3%SPNH+1%SMP +3%FSCC+0.5%Na2SO3。并對(duì)其進(jìn)行性能表征，SEM顯示其頁(yè)巖層狀微裂縫及碎片得到了明顯封堵與修飾，在泥頁(yè)巖表面形成與微裂縫方向平行的致密樹(shù)狀聚合層；FT-IR結(jié)果表明，該抗高溫鉆井液經(jīng)過(guò)220 ℃高溫老化后性能穩(wěn)定，具有良好的流變性能和濾失造壁性能，抑制和潤(rùn)滑性能滿足鉆井需要；能抗10%黏土與5%鉆屑的污染，同時(shí)對(duì)10%KCl+20%NaCl的鹽溶液也有較好的抵抗能力；該鉆井液EC50的檢測(cè)結(jié)果大于80 000 mg/L，達(dá)到了建議排放標(biāo)準(zhǔn)。最終抗220 ℃超高溫鉆井液XCC/AADC/SPNH/SMP/ FSCC在澀北1號(hào)氣田24井得到了成功應(yīng)用。

抗高溫；無(wú)固相；鉆井液；XCC/AADC/SPNH/SMP /FSCC；流變性

目前，國(guó)內(nèi)外無(wú)固相鉆井液（增黏劑+降濾失劑+封堵劑）的合成及制備首選都是高分子聚合物鉆井液，如海泡石鉆井液、多層硅鉆井液、褐煤表面活性劑鉆井液等[1]，但這些聚合物的性質(zhì)不一，尤其在其關(guān)鍵性能指標(biāo)方面存在著較大差異及不確定性。處理劑的抗高溫、抗鹽能力一直是限制很多鉆井液實(shí)際應(yīng)用的最主要原因。從20世紀(jì)80年代到現(xiàn)在，無(wú)固相鉆井液有了很快的發(fā)展，以甲酸鹽鉆井液的應(yīng)用最為廣泛，尤其在塔河油田、大港油田成功地實(shí)施與應(yīng)用[2-3]，但其也有較多缺點(diǎn)，如成本高、環(huán)境污染等，只能應(yīng)用于某個(gè)溫度范圍以及很難在深井含鹽層中實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定應(yīng)用。因此需要研究一種耐高溫、耐高鹽度、能適用于高密度井的無(wú)固相鉆井液體系[4]。

1 抗高溫?zé)o固相鉆井液技術(shù)難點(diǎn)

1.1 流變性與穩(wěn)定性控制

鉆井液流變性與固相含量、表面性質(zhì)、粒徑分布、處理劑分子結(jié)構(gòu)特征等有關(guān)。對(duì)井內(nèi)的黏土含量控制在容量限之內(nèi)，鉆井液流變性能控制會(huì)比較容易。另外對(duì)于親水性極強(qiáng)的細(xì)小鉆屑顆粒，一旦混入鉆井液之中，會(huì)吸附鉆井液中大量水分子，造成其流變性出現(xiàn)很大波動(dòng)。一般多采取機(jī)械清除的方法控制，確保鉆井液的流變性穩(wěn)定[5]。

鉆井液的高溫穩(wěn)定性取決于聚合物分子，如增黏劑、降濾失劑等的抗溫性能。天然高分子聚合物如淀粉在115 ℃左右會(huì)發(fā)生水解，而合成類的聚合物，如木質(zhì)素磺酸鹽在190 ℃以上的環(huán)境中不變性，還有一些低分子量合成聚合物，如褐煤和改性褐煤在溫度超過(guò)200 ℃時(shí)仍有效，有些甚至已成功地用于220 ℃以上環(huán)境中[6]。因此，對(duì)鉆井液來(lái)說(shuō)，需要重點(diǎn)評(píng)價(jià)處理劑的抗溫性能，以確保在到達(dá)鉆井液臨界溫度時(shí)，其不失效，而且還要確保由于高溫降解產(chǎn)生副產(chǎn)品不會(huì)破壞化學(xué)平衡或造成環(huán)境污染。保持適當(dāng)?shù)牧髯冃员仨毟魈幚韯┲g配伍性較好才能實(shí)現(xiàn)，同時(shí)也是達(dá)到優(yōu)良流變性和濾失量的關(guān)鍵。

1.2 無(wú)固相控制

黏土礦物在控制無(wú)固相鉆井液的流變性和濾失性方面起著重要的作用，這其中可溶性無(wú)機(jī)物也起著不容忽視的作用（如氯離子、鉀離子、鈣離子等）。表面電荷、靜電力、顆粒粒徑等因素制約著鉆井液的膠凝結(jié)構(gòu)。高溫下黏土發(fā)生熱反應(yīng)對(duì)最終膠體懸浮液的穩(wěn)定性和物理特性產(chǎn)生很大影響，當(dāng)超過(guò)220 ℃時(shí)深井中礦物結(jié)構(gòu)會(huì)發(fā)生變化，很容易按照準(zhǔn)一級(jí)動(dòng)力學(xué)規(guī)律溶解并沉淀（二氧化硅的溶解和新礦物的形成）。

無(wú)固相的控制是確保鉆井液各項(xiàng)性能優(yōu)化的前提條件。在實(shí)際應(yīng)用過(guò)程中，保證鉆井液本身有較強(qiáng)抑制性的同時(shí)，合理使用好固控設(shè)備是一項(xiàng)有效控制措施，如高頻線性振動(dòng)篩[7]，以及除砂除泥一體機(jī)、中高速離心機(jī)等相關(guān)設(shè)備必須有效使用。完善固控設(shè)備在實(shí)際鉆井過(guò)程中的檢測(cè)效能，清除劣質(zhì)固相，每天檢測(cè)鉆井液中固相顆粒的粒度分布，最大限度地除去鉆井液中的干擾固相，以保證鉆井液的高溫穩(wěn)定性。另外，尋找合成的高分子聚合物鉆井液，若研發(fā)的鉆井液體系抗黏土及鉆屑等細(xì)小顆粒物能力強(qiáng)就可以考慮減少對(duì)固控設(shè)備的依賴，節(jié)省維護(hù)成本，因此在使用該體系過(guò)程中展開(kāi)無(wú)固相控制研究非常有意義。

2 抗高溫?zé)o固相鉆井液的研制

2.1 實(shí)驗(yàn)主要試劑

甲基丙烯基酰氧乙基三甲基氯化銨（DMC）、丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、水解聚丙烯腈銨鹽（HPAN）、聚陰離子纖維素（PAC-LV）、黃原膠（XC）、殼聚糖（CS）、磺化酚醛樹(shù)脂（SMP-2）、磺化褐煤樹(shù)脂（SPNH）。

2.2 增黏劑復(fù)配

選取CS及XC2種聚合物， 按照1∶1的比例于清水中進(jìn)行復(fù)配， 得到新的增黏劑， 命名為XCC。

2.3 抗高溫降濾失劑合成

工業(yè)級(jí)DMC用無(wú)水乙醇洗凈烘干，再與AMPS及AM充分混合溶解，同時(shí)通氮?dú)夥磻?yīng)一段時(shí)間后得黏稠狀的產(chǎn)物，再洗凈烘干，即得AADC，推測(cè)反應(yīng)機(jī)理為乙烯類單體C=C打開(kāi)結(jié)合，AADC的具體分子結(jié)構(gòu)如下。

AADC的紅外譜圖見(jiàn)圖1。由圖1可以看出，980～960 cm-1處未發(fā)現(xiàn)乙烯類單體的C=C特征吸收峰，說(shuō)明AADC中無(wú)殘余單體，是3者的共聚物，驗(yàn)證了C=C打開(kāi)反應(yīng)的機(jī)理。

圖1 AADC紅外光譜圖

2.4 封堵劑合成

將磺化瀝青、腐植酸鉀、十二烷基苯磺酸鈉、丙烯酸樹(shù)脂、羧甲基纖維素按2∶2∶2∶1∶1的比例均勻混合，通過(guò)反應(yīng)， 得到灰色粉末狀的物質(zhì)，即為新型抗高溫封堵劑，命名為FSCC。

2.5 無(wú)固相鉆井液的配制

實(shí)驗(yàn)選擇三元共聚物作為抗高溫降濾失劑主劑，配以SMP-2和BQP以及合成的耐溫封堵劑FSCC，形成了能夠抗220 ℃高溫的無(wú)固相鉆井液體系，配方如下。

2%XCC+1%AADC+（3%～4%）BQP+1%SMP+ 3%FSCC+0.5%Na2SO3

該抗高溫低固相鉆井液體系能較好地滿足高溫深井懸浮攜巖需要，降濾失效果較好，再配合丙烯酸樹(shù)脂，可進(jìn)一步降低API及高溫高壓濾失量，同時(shí)還能消除聚合物之間在高溫環(huán)境下發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)，另外抗高溫封堵劑FSCC的加入起到了較好的封堵作用，確保了井壁穩(wěn)定。

3 抗高溫?zé)o固相鉆井液性能評(píng)價(jià)與表征

3.1 常規(guī)性能

常溫下對(duì)鉆井液主要性能進(jìn)行測(cè)試， 由此可知， 該鉆井液密度為1.10 g/cm3， 塑性黏度為19 mPa·s， 動(dòng)切力為8.5 Pa， 動(dòng)塑比為0.45 Pa/mPa·s，靜切力為2.5/5.5 Pa/Pa， φ600/φ300為55/36， φ6/φ3為5/3，API濾失量為5.4 mL。

3.2 鉆井液覆蓋泥頁(yè)巖表面前后SEM圖像對(duì)比

泥頁(yè)巖具有層狀結(jié)構(gòu)，層間有微裂縫存在，表面不均勻 ；使用鉆井液覆蓋固化晾干后，層狀微裂縫及碎片得到了明顯封堵與修飾，在泥頁(yè)巖表面形成與微裂縫方向平行的致密樹(shù)狀聚合層，頁(yè)巖表面經(jīng)鉆井液覆蓋前后SEM結(jié)果見(jiàn)圖2。圖2結(jié)果顯示，新型無(wú)固相鉆井液能夠封堵泥頁(yè)巖的孔隙和微裂縫，對(duì)降低鉆井液濾失量和井壁加固有明顯作用。

圖2 頁(yè)巖表面經(jīng)鉆井液覆蓋前（左）后（右）形貌變化

3.3 抗高溫性能

抗高溫能力一直制約著許多鉆井液的應(yīng)用，因此在180、200、220 ℃下分別連續(xù)熱滾48 h后，測(cè)試鉆井液的黏度、動(dòng)切力、濾失量等關(guān)鍵性能指標(biāo)，見(jiàn)表1。

表1 抗220 ℃無(wú)固相鉆井液高溫老化后的性能

表1數(shù)據(jù)顯示，該抗高溫?zé)o固相鉆井液體系在180、200和220 ℃下老化48 h后的性能均較好，體系表觀黏度和塑性黏度較佳，動(dòng)切力和動(dòng)塑比穩(wěn)定。高溫對(duì)比顯示，溫度的升高，鉆井液的表觀黏度、塑性黏度、動(dòng)切力基本不變，動(dòng)塑比稍有升高。這表明該鉆井液體系在高溫下能夠保持很好的攜巖能力，且經(jīng)長(zhǎng)時(shí)間的高溫仍保持較好的穩(wěn)定性，耐溫性強(qiáng)，抗濾失性優(yōu)良，表明該鉆井液抗溫能達(dá)到甚至超過(guò)220 ℃。

3.4 抗鹽能力

鉆井施工過(guò)程中過(guò)程經(jīng)常會(huì)碰到鹽巖層，鉆井液就會(huì)受到無(wú)機(jī)鹽的干擾[8-9]，使其黏度、切力上升，濾失量猛增，給鉆井造成很多困難。因此，合成無(wú)固相鉆井液的抗鹽能力，也是一個(gè)關(guān)鍵指標(biāo)。室內(nèi)采用10%KCl+20%NaCl評(píng)價(jià)合成無(wú)固相鉆井液體系的抗鹽能力，最終性能見(jiàn)表2。

表2 加入鹽溶液老化后抗高溫?zé)o固相鉆井液的性能

通過(guò)表2數(shù)據(jù)可以看出，該體系在高濃度鹽溶液中，具有較好的流變性能和降失水性，其鹽溶液熱滾72 h流變性與濾失量均與常溫下相當(dāng)，還能很好滿足實(shí)際應(yīng)用的性能要求。

3.5 抗污染性能

鉆井液流變性及固相控制經(jīng)常受到環(huán)境中的黏土及鉆屑等細(xì)小顆粒的影響。對(duì)于合成的新型鉆井液抗污染性能也需重點(diǎn)考察。測(cè)定該鉆井液在含10%黏土與5%鉆屑環(huán)境中，于220 ℃下，熱滾72 h后的性能，結(jié)果如表3所示。

表3 加入10%黏土+5%鉆屑后鉆井液的性能

從表3可以看出，該鉆井液具有良好的抗污染能力，細(xì)小顆粒對(duì)其穩(wěn)定性無(wú)沖擊，老化前后流變性、及固相控制穩(wěn)定，濾失量低，能夠滿足現(xiàn)場(chǎng)的要求。

3.6 穩(wěn)定性

在高溫環(huán)境中鉆井液往往容易變性，因此鉆井液的穩(wěn)定性對(duì)實(shí)際應(yīng)用影響至關(guān)重要[10]。實(shí)驗(yàn)通過(guò)傅氏轉(zhuǎn)換紅外線光譜分析儀（FT-IR），測(cè)試鉆井液進(jìn)行熱滾實(shí)驗(yàn)前后（220 ℃，48 h），AADC的官能團(tuán)是否發(fā)生明顯變化，最終判定其穩(wěn)定性。通過(guò)該鉆井液的FT-IR圖（見(jiàn)圖3）可以看出，曲線的波動(dòng)趨勢(shì)基本一致，說(shuō)明AADC官能團(tuán)并沒(méi)有在熱滾后出現(xiàn)明顯變化，也進(jìn)一步印證合成的XCC/AADC/SPNH/SMP/FSCC鉆井液具有很好的穩(wěn)定性。

圖3 無(wú)固相鉆井液的FT-IR圖

3.7 毒性

對(duì)超高溫鉆井液體系的幾種處理劑用生物毒性儀和發(fā)光細(xì)菌法對(duì)其生物毒性進(jìn)行了測(cè)定， 得出XCC、 AADC、 SPNH、 SMP、 FSCC組成的鉆井液EC50的檢測(cè)結(jié)果大于80 000 mg/L， 達(dá)到了建議排放標(biāo)準(zhǔn)大于30 000 mg/L的要求， 符合環(huán)境保護(hù)的要求。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

該無(wú)固相鉆井液在完成室內(nèi)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)后，首先在澀北1號(hào)氣田24井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。該井設(shè)計(jì)井深4 300 m，位于青海油田一級(jí)風(fēng)險(xiǎn)氣區(qū)，鉆井施工過(guò)程中易噴、易漏，對(duì)鉆井液性能及維護(hù)技術(shù)要求高，完鉆后實(shí)測(cè)井底溫度為218.9 ℃，施工期間現(xiàn)場(chǎng)取樣進(jìn)行抗溫實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 澀北1號(hào)氣田24井鉆井液高溫?zé)岱€(wěn)定性

從表4可以看出，鉆井液的流變性、懸浮攜帶能力在220 ℃以內(nèi)仍然較穩(wěn)定，動(dòng)切力和靜切力隨溫度變化較小，鉆井液性能穩(wěn)定?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用過(guò)程中，井壁穩(wěn)定，懸浮攜帶性能滿足了井下攜砂要求，施工安全，順利鉆完目的層。

5 結(jié)論

1.研制合成了新型抗高溫增黏劑XCC、封堵劑FSCC、降濾失劑AADC等處理劑材料，最終形成了抗溫能力達(dá)220 ℃的鉆井液。

2.抗溫220 ℃鉆井液耐溫性能好，經(jīng)220 ℃老化72 h 后，仍能保持較好的流變性和較低的濾失量，老化前后均無(wú)水析出，且濾失量低。

3.SEM、FT-IR、抗鹽與抗污染實(shí)驗(yàn)均顯示，該抗高溫?zé)o固相鉆井液具有良好的高溫流變性、抑制性能和抗鉆屑及黏土污染性能，保護(hù)儲(chǔ)層效果好。

4.鉆井液的EC50大于80 000 mg/L，達(dá)到環(huán)境保護(hù)排放的要求。

5.在澀北1號(hào)氣田24井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，效果顯著，深井與高溫下鉆井液流變性控制等難題得到解決。

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High Temperature Solid-free Drilling Fluid Technology
LI Jianjun, WANG Zhongyi
(Research Institute of Drilling Engineering Technology, Daqing Drilling Engineering Corporation, Daqing, Heilongjiang 163413)

A solid-free drilling fluid having stable properties at 220 ℃ has been developed with high temperature additives such as XCC (viscosifier), AADC (filter loss reducer) and FSCC (plugging agent). The detailed composition of the drilling fluid is: 2%XCC+1% AA DC+3%SPNH+1%SMP+3%FSCC+0.5%Na2SO3. SEM experiment showed that shale cores taken from a well drilled with this drilling fluid had layered micro-fractures apparently plugged, and a dense tree-like polymer layer parallel to the direction of the micro-fractures was found on the surface of the shale cores. FT-IR experimental results showed that, after aging at 220 ℃, the drilling fluid still had stable mud properties, good rheology and filtration properties. The inhibitive capacity and lubricity of the drilling fluid can satisfy the needs of drilling operation. This drilling fluid was able to tolerate the contamination from 10% clay and 5% drilled cuttings, or from 10%KCl+20%NaCl salt solution. The LC50 of the drilling fluid measured was 80,000 mg/L, conforming to the stipulated discharge criteria. The drilling fluid has been successfully used to drill the Well 24 located in the Sebei-1 gas field.

High temperature resistant; Solids-free; Drilling fluid; XCC/AADC/SPNH/SMP/FSCC; Rheology

TE254.3

A

1001-5620（2017）03-0011-05

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.03.002

大慶油田公司項(xiàng)目“大慶油田抗高溫抗鹽鉆井液技術(shù)研究與應(yīng)用”。

李建軍，二級(jí)工程師，主要負(fù)責(zé)深井及超深井抗高溫抗鹽鉆井液技術(shù)服務(wù)工作。電話 13836990612；E-mail：lijianjun_zy@cnpc.com.cn。