蔣 巍

（中國石油集團長城鉆探工程有限公司，北京100192）

全球海洋油氣資源主要分布在墨西哥灣、巴西、西非,一直到東非、地中海、印度、澳大利亞、中國南海等。目前海洋油氣資源的開發(fā)得到了迅猛發(fā)展,全球的鉆井作業(yè)中深水井占比約28%，但在海洋鉆井過程中，井壁穩(wěn)定性仍然受到研究人員的高度關(guān)注[1?2]。油基鉆井液雖然可很好地穩(wěn)定井壁，但隨著各個國家對環(huán)保要求的提高，傳統(tǒng)油基／合成基鉆井液在低溫高壓下會出現(xiàn)嚴(yán)重增稠等問題[3]。研究人員將目光轉(zhuǎn)向環(huán)保的水基鉆井液,如硅酸鹽鉆井液、聚合醇鉆井液等。硅酸鹽鉆井液具有對海洋生物群落無影響、不影響測井、低成本、防塌能力強等優(yōu)點，因此曾受到了研究人員的高度關(guān)注，但目前硅酸鹽鉆井液面臨潤滑性能差、可能損害 儲 層 等 問 題[4?5]。

田波等[6]對優(yōu)選出的硅酸鹽鉆井液(百分?jǐn)?shù)均指質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同)（淡水+0.3%NaOH+0.3%PAC?LV+0.1%XC+2.5%封堵劑+2.5%降濾失劑1+2.0%降濾失劑2+3.0%K2SiO3+3.0%流變穩(wěn)定劑+重晶石）進行研究后表明，在pH>11的條件下，該鉆井液具有抗壓強度高、內(nèi)聚力高等特點。該硅酸鹽鉆井液可增強巖石內(nèi)聚力（高達11.7 MPa）而使鉆井液密度降低，從而緩解井壁失穩(wěn)的問題。涂運中等[7]開發(fā)的配方為海水+Bentonite 2%+LV?PAC 1%+SMP?2 3%+Na2SiO33%+NaCl 10%~15%+PVP（K90）0.15%~1% 的PVP硅酸鹽鉆井液，在15℃下熱滾16 h后，靜切力(Gel)為 2.5 Pa，塑性黏度（PV）為 16 mPa·s，動切力(YP)為8.4 Pa，該鉆井液在低溫條件下流變性良好。F.Brady等[8]針對Fayetteville地區(qū)蒙脫石和伊利石的頁巖分層和礦物學(xué)不穩(wěn)定現(xiàn)象，開發(fā)了一種高度抑制性的硅處理水基鉆井液，并將其與油基鉆井液在相似的油井和鉆井條件下進行了性能分析和對比。結(jié)果表明，在鉆探同等井深的情況下，兩種鉆井液的鉆探速率、鉆探時間幾乎相同。硅處理水基鉆井液的開發(fā)，使該地區(qū)復(fù)雜地層的油氣鉆探作業(yè)順利進行，且具有優(yōu)良的環(huán)保性，在不影響當(dāng)?shù)厣鷳B(tài)環(huán)境的前提下，回收出來硅酸鹽鉆井液的費用更低。而聚合醇鉆井液具有良好的抑制性和潤滑性，在潤滑防卡的同時可以減少鉆井液對儲層的傷害。D.P.Enright[9]用OECD306實驗程序?qū)垡叶歼M行了生物降解性評價，發(fā)現(xiàn)5 d后聚合醇就可達到70%以上的降解率，30 d后接近完全降解，因此認(rèn)為聚合醇鉆井液毒性極低。H.Arthur等[10]制備的一種配方為海水+13.0%SWPECP+10.0%Bentonite+3.0%Chrome Lignosulfonate+0.1%CMC+0.2%Resinex的聚合醇鉆井液，在95℃下熱滾16 h后，塑性黏度為30 mPa·s，動切力為12 Pa。該聚合醇鉆井液在95℃老化后具有良好的流變性。平善海[11]針對遼河油田錦607區(qū)塊研發(fā)的KCL/聚合醇鉆井液：3.5%Bentonite+0.3%NaOH+0.3%Na2CO3+2.5%SMP?2+1.5%PF ?VIS+2.5%JNJ?2+3.5%JLX+8%KC1+2.5%LQ?1+1.5%HKTP+4%RHJ?2+重晶石加重至1.35 g/cm3,在該區(qū)塊應(yīng)用良好，可有效抑制泥頁巖的水化膨脹，且封堵承壓效果較好，并且對儲層危害小，巖心滲透率恢復(fù)值高達90%。相比傳統(tǒng)鉆井液，新型聚合醇鉆井液在抑制泥頁巖水化分散、水化膨脹和膨潤土水化造漿上更有優(yōu)勢，具有較好的發(fā)展前景。

本文使用人造海水配漿以解決膨潤土在海水中不易配漿問題，并將硅酸鹽鉆井液和聚合醇鉆井液復(fù)配成硅酸鈉聚合醇鉆井液，可提高深水鉆井井壁穩(wěn)定性、鉆井液的潤滑性等性能。通過實驗對膨潤土、增黏度劑、降濾失劑進行優(yōu)選。確定鉆井液配方，并通過實驗確定鉆井液中各添加劑的最佳濃度。最終制備了能夠應(yīng)用于海洋鉆井的強抑制性鉆井液體系。

1 實驗部分

1.1 試劑與儀器

試劑：API膨潤土由濰坊昌達膨潤土有限公司提供；3種高分子增黏劑PAC（純度90%）、黃原膠（Xanthan,純度99%）和聚丙烯酰胺（PAM,純度99%）由山東陽谷江北化工有限公司提供；3種降濾失劑HA樹脂（HA resin,純度85%）、褐煤樹脂（SPNH,純度70%）和羧甲基纖維素鈉（CMC?Na,純度97%）由山東陽谷江北化工有限公司生產(chǎn)提供；硅酸鈉（純度98%）由遼河油田提供；聚合醇（純度99%）由東營市同宇石油化工有限公司提供。

儀器：ZNN?D6型六速旋轉(zhuǎn)黏度儀，青島森欣機電設(shè)備有限公司；ZNS?3型常溫常壓三聯(lián)濾失儀、GRL?3BX型滾子加熱爐、CPZ?II型常溫常壓智能雙通道頁巖膨脹儀、GJD?B12K型高速攪拌機，青島宏祥石油機械制造有限公司；PHS?3C型pH計，上海佑科儀器儀表有限公司；ALC?210.4型電子分析天平，德國賽多利斯股份公司；GZX?9023型電熱鼓風(fēng)干燥箱，上海博迅實業(yè)有限公司醫(yī)療設(shè)備廠。

1.2 實驗方法

1.2.1 海水基漿配制 取1 L去離子水并加入24.35 g NaCl，5.20 g MgCl2，4.09 g Na2SO4，1.16 g CaCl2，搖晃攪拌至全部溶解無殘留，作為人造海水。取人造海水400 mL，加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)5%的API膨潤土，并加入膨潤土質(zhì)量5%的Na2CO3，使用高速攪拌器攪拌1 h，靜置4 h，即得基漿。

1.2.2 組分優(yōu)化 實驗中，高分子增黏度劑PAC、黃原膠和聚丙烯酰胺在各組中的質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0.1%、0.2%、0.3%、0.4%、0.5%；降濾失劑在各組中的質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0.3%、0.5%、0.7%、0.9%；硅酸鈉的質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為1%、2%、3%、4%、5%；聚合醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為2%、3%、4%、5%、6%。測量了以下性質(zhì)：溶液老化前后的表觀黏度（AV)、塑性黏度(PV)、動切力(YP)、濾失量(FL)、泥餅厚度及巖心滾動回收率，以獲得鉆井液的最佳配方。

1.2.3 流變性能評價 使用中國青島森新機電設(shè)備有限公司的ZNN?D6旋轉(zhuǎn)黏度計在室溫下測試流變性質(zhì)。通過讀取從300~600 r/min轉(zhuǎn)速下的黏度η，使用式（1）-（3）計算流變參數(shù)。

1.2.4 濾失性能評價 取配置好的鉆井液，用ZNS?3常溫常壓三聯(lián)濾失儀測量其濾失量和泥餅厚度以及在80℃滾動老化16 h后的濾失量和泥餅厚度。

1.2.5 頁巖滾動回收率評價 使用GRL?3BX滾子加熱爐，取配制好的鉆井液，在常溫下老化16 h后，測定其黏度；取50 g巖石樣本加入到裝有鉆井液的老化罐中，在80℃下熱滾16 h；老化16 h取出老化罐冷卻到室溫，將老化罐內(nèi)的鉆井液和巖石樣本一起倒出，用40目的分樣篩在水槽中進行濕篩；將篩過的樣品以(105士3)℃恒溫干燥烘干4 h，之后冷卻到室溫進行稱重，質(zhì)量記為m（g）。

運用式(4)計算出頁巖滾動回收率R（%），上述實驗同時用清水作對比實驗。

1.2.6 線性膨脹率評價 將CPZ?2常溫常壓智能雙通道頁巖膨脹儀放在穩(wěn)定的平臺上，將壓制好的10 g巖樣掛在掛架上，調(diào)整好零點。取硅酸鈉聚合醇鉆井液倒入試樣杯中，向上提起試樣杯，將液面沒過試樣并固定，按開始記錄實驗數(shù)據(jù)。

1.2.7 抗污染性能評價 取配制好的鉆井液，分別在鉆井液中加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2%、4%、6%、8%的CaCl2，使用六速旋轉(zhuǎn)黏度儀測量黏度，ZNS?3常溫常壓三聯(lián)濾失儀測量泥餅厚度和濾失量。

2 結(jié)果與討論

2.1 高分子增黏劑的優(yōu)選

加入高分子聚合物增黏劑，一方面可以增強膨潤土的成膠率，另一方面可以保證鉆井液具有較好的流變性。增黏劑對基漿表觀黏度、塑性黏度、動切力的影響結(jié)果見圖1。

從圖1（a）可以看出，隨著增黏劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，3種基漿的AV都在逐漸增加，在質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%時黃原膠優(yōu)于其他兩種，但其黏度上升曲線較緩慢，從質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%開始，PAC明顯優(yōu)于其他兩種，且黏度上升曲線較為明顯。從圖1（b）可以看出，黃原膠和聚丙烯酰胺的PV隨增黏劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加都是先升高再降低，黃原膠的曲線變化較大，只有PAC的PV是穩(wěn)步上升。從圖1（c）可以看出，3種增黏劑都具有較好的動切力，PAC和聚丙烯酰胺的YP隨增黏劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加一直呈上升趨勢，黃原膠則為浮動的狀態(tài)。

基漿流變性曲線變化是因為3種增黏劑的分子鏈長，并且結(jié)成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，因此使基漿黏度顯著提高。為了保證膨潤土在海水中配漿成功，需要選擇黏度變化相對穩(wěn)定的增黏劑，在確保清潔能力的同時盡量減小黏度，以免黏度過高影響轉(zhuǎn)速，通過與常規(guī)鉆井液流變性對比，最終確定增黏劑為PAC，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%較為合適。

圖1 增黏劑對基漿表觀黏度、塑性黏度、動切力的影響Fig.1 The effect of tackifier on the AV,PV and YP of the base pulp

2.2 降濾失劑的優(yōu)選

降濾失劑對濾失量的影響結(jié)果見圖2。由圖2可以看出，16 h，80℃老化前后基漿的濾失量隨著3種降濾失劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加均呈下降趨勢，但HA樹脂對基漿濾失量影響最顯著，濾失量降低50%以上，相比之下，褐煤樹脂和羧甲基纖維素鈉在鉆井液的濾失量方面影響較小。綜上所述，3種降濾失劑隨著質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，褐煤樹脂基漿的黏度變化不穩(wěn)定，波動較大，且褐煤樹脂高溫降解后會對鉆頭有一定的腐蝕作用[12]。羧甲基纖維素鈉的加入對基漿的黏度影響較大，可能是因為羧甲基纖維素鈉中的某些分子團與水或者黏土顆粒通過氫鍵結(jié)合，形成網(wǎng)狀的分子團，這些分子團溶于水后使基漿的黏度過高，不容易控制，羧甲基纖維素鈉的降濾失性不如其他兩種，還有可能是因為其抗鹽性不如其他兩種，并且與基漿中某些離子發(fā)生反應(yīng)使濾失量增大[13]。最終確定降濾失劑為HA樹脂，其質(zhì)量分?jǐn)?shù)對鉆井液的濾失量影響不大，因此本實驗選擇HA樹脂質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.7%較為合適。

將HA樹脂加入已經(jīng)確定的基漿，測得基漿性能數(shù)據(jù)見表1。

圖2 降濾失劑對基漿濾失量的影響Fig.2 The effects of fluid loss additives on the FL of the base slurry

表1 降濾失劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對基漿性能的影響Table 1 Effect of mass fraction of fluid loss additive on the performance of the base slurry

2.3 硅酸鈉質(zhì)量分?jǐn)?shù)的確定

表2為硅酸鈉質(zhì)量分?jǐn)?shù)對基漿性能的影響。由表2可見，由于硅酸鈉質(zhì)量分?jǐn)?shù)對AV、PV、YP和濾失量的變化不明顯，在質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%~4%趨于穩(wěn)定，但頁巖滾動回收率呈上升趨勢，質(zhì)量分?jǐn)?shù)3%的硅酸鈉可使鉆井液回收率提升7%左右?？紤]經(jīng)濟因素，確定硅酸鈉質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3%。

表2 硅酸鈉質(zhì)量分?jǐn)?shù)對基漿性能的影響Table 2 Effect of the mass fraction of sodium silicate on the performance of the base slurry

2.4 聚合醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)的確定

表3為聚合醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)對基漿性能的影響。由表3可以看出，加入聚合醇之后，回收率明顯提升，在質(zhì)量分?jǐn)?shù)4%~6%時基漿的表觀黏度、濾失量和回收率都相對穩(wěn)定。綜合考慮，確定聚合醇的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5%較為合適。

3 鉆井液性能評價

3.1 流變性、濾失性能及頁巖回收率評價

表4為80℃、老化16 h海水硅酸鈉聚合醇鉆井液的流變性及濾失性能結(jié)果。由表4可知，研制的鉆井液流變性與濾失性較常規(guī)海洋鉆井液相近，但具有較好的抑制性，滾動回收率高達87.5%。

表3 聚合醇質(zhì)量分?jǐn)?shù)對基漿性能的影響Table 3 Effect of the mass fraction of polymeric alcohol on the performance of the base pulp

表4 海水硅酸鈉聚合醇鉆井液的流變性及濾失性能Table 4 Rheological properties and fluid loss properties of seawater sodium silicate polymerized alcohol drilling fluid

3.2 抑制性能評價

圖5為80℃、老化16 h海水硅酸鈉聚合醇鉆井液熱滾前后膨脹高度。

圖5 海水硅酸鈉聚合醇鉆井液熱滾前后膨脹高度對比Fig.5 Comparison of the expansion height of seawater sodium silicate polyalcohol drilling fluid before and after hot rolling

由圖5可知，經(jīng)16 h，80℃老化后膨脹率雖有所增加，但在可接受范圍，鉆井液體現(xiàn)出的高抑制性可能是因為聚合醇和硅酸鹽共同作用的，頁巖膨脹高度僅為0.44 mm，熱滾后頁巖膨脹率為0.86 mm。

3.3 抗污染性能評價

表5為80℃、老化16 h無機鹽對海水硅酸鈉聚合醇鉆井液流變性和濾失量的影響。由表5可見，在鉆井液體系中加入CaCl2，該鉆井液體系具有一定的抗鹽效果，這可能是因為本實驗采用海水配漿，人造海水中包含了相應(yīng)的離子，使該離子對鉆井液的影響可以忽略不計；并且在硅酸鈉加量的確定過程中加入了一定量NaOH，NaOH的加入與某些離子發(fā)生反應(yīng)生成沉淀，直接排除了該離子對鉆井液的影響

4 結(jié) 論

(1)通過膨潤土、增黏劑和降濾失劑的優(yōu)選等實驗確定海水硅酸鈉聚合醇鉆井液的配方為：400 mL海水+5.0%膨潤土+5.0%Na2CO3+0.4%PAC+0.7%HA樹脂+3.0%硅酸鈉+5.0%聚乙二醇。

(2)通過對該配方進行流變性、濾失性能、抑制性、抗污染性能評價得出：該海水硅酸鈉聚合醇鉆井液表觀黏度為30.4 mPa·s，塑性黏度為20.3mPa·s，動切力為13.1 Pa，濾失量為6.1 mL，泥餅厚度為0.5 mm。在溫度為80℃老化16 h后，雖流變性有所降低，濾失量有所增加，但幅度不大。在頁巖抑制性方面，回收率在87.5%以上；通過頁巖膨脹實驗可知，經(jīng)過常溫常壓8 h浸泡后，膨脹高度為0.44 mm，老化后膨脹高度為0.86 mm。

(3)本文研制的海水硅酸鈉聚合醇鉆井液可采用海水直接配漿，大量節(jié)約鉆井成本；鉆井液體系的流變性良好，濾失量變化不大，可用于高造漿的海洋鉆井；硅酸鈉與聚合醇的協(xié)同作用使該鉆井液體系具有良好的強抑制封堵性。

表5 無機鹽對海水硅酸鈉聚合醇鉆井液流變性和濾失量的影響Table 5 The effect of inorganic salt on rheological properties and fluid loss properties of seawater sodium silicate polymerized alcohol drilling fluid