杜彥江

(長江大學石油工程學院，湖北 武漢 430100)

吳洪特

一種抗高溫高密度水基鉆井液體系的優(yōu)選及室內評價研究

杜彥江

(長江大學石油工程學院，湖北 武漢 430100)

吳洪特

(長江大學化學與環(huán)境工程學院，湖北 荊州 434023)

[摘要]針對深井、超深井溫度和壓力高，地層結構復雜等因素，結合深井鉆井液的技術特點，通過對抑制劑、抗高溫穩(wěn)定劑、抗高溫降濾失劑、抗高溫增黏劑、潤滑劑等添加劑的優(yōu)化，研制了一套密度在1.80~2.20g/cm3可調、具有現(xiàn)場可操作性的抗高溫高密度水基鉆井液體系HTDF，其配方如下：4%膨潤土+0.1%NaOH+0.5%乙醇胺+0.5%PADS+3%CSMP-2(視博)+3%SPR(視博)+0.2%KPAM+0.3%PAMS+1.5%TEX+重晶石，并對其高溫穩(wěn)定性、抗污染性、抑制性、潤滑性、油層保護性和高溫高壓濾失性能等進行了室內評價。結果表明，該體系具有長時間的抗溫穩(wěn)定性(抗200℃)，能有效抑制泥巖的水化膨脹，具有較強的封堵性，濾失量低，對儲層傷害小，可以滿足鉆進時工程地質要求。

[關鍵詞]水基鉆井液；高溫穩(wěn)定性；抗污染性；抑制性；潤滑性；油層保護性；高溫高壓濾失性能

與常規(guī)鉆井相比，深井鉆井中對鉆井液的要求更高，尤其需要具有良好的鉆井液抗高溫性能。因此，抗溫性及其在高溫下的濾失性、流變性是抗高溫高密度鉆井液的研究難點。與油基鉆井液相比，水基鉆井液成本較低，維護簡便，滿足環(huán)保要求，對于發(fā)現(xiàn)油氣層有利，且處理井漏等復雜情況相對容易[1~6]。為此，筆者通過對抑制劑、增黏劑、降濾失劑等添加劑的優(yōu)選來建立一套抗高溫高密度水基鉆井液體系，以便為順利進行深井鉆井提供幫助。

1抗高溫高密度鉆井液特點

在高溫的作用下，鉆井液的各種成分可能發(fā)生發(fā)酵、降解和增稠等變化，造成鉆井液性能發(fā)生變化。在高地層壓力的作用下，鉆井液要有很高的密度可調性，隨著鉆井液密度的提高，鉆井液中固相含量高，可能發(fā)生井漏、壓差卡鉆等井下復雜情況。因此，深井鉆井液必須具有以下特點：

1)具有抗高溫能力。使用各種能夠抗高溫的處理劑，如褐煤類產品(抗溫204℃)比木質素類產品(抗溫170℃)有更高的抗溫能力[7~9]。

2)在高溫條件下具有強抑制能力，如常用的KCl、NaCl等無機鹽與有機陽離子聚合物處理劑等都能提高體系的抑制性能。

3)具有良好的高溫流變性。對深井加重鉆井液，應加強固控，合理控制膨潤土含量以避免高溫增稠。可以通過加入生物聚合物等改進流型以提高攜屑能力。

4)具有良好的潤滑性[10~14]。通過加入抗高溫的液體或固體乳化劑以及混油等措施來降低摩阻。

2抗高溫高密度水基鉆井液體系研究

2.1抑制劑的優(yōu)選

在基漿(4%膨潤土+0.1%NaOH)中加入不同量的聚胺(PADS)，對泥巖巖屑進行滾動回收率試驗，試驗條件為150℃/24h，試驗結果如表1所示。由表1可知，當聚胺加量為0.5%時，滾動回收率為90.5%，明顯提高了水基鉆井液的抑制性。

表1　不同聚胺加量下的巖屑滾動回收率表

2.2抗高溫穩(wěn)定劑的優(yōu)選

對抗高溫穩(wěn)定劑進行優(yōu)選來增強鉆井液的高溫穩(wěn)定性。老化試驗條件為200℃/24h，基漿為4%膨潤土+0.1%NaOH+0.5%PADS?？垢邷胤€(wěn)定劑的優(yōu)選數(shù)據(jù)表如表2所示。對比基漿老化前后的性能變化，選用乙醇胺作為體系的高溫穩(wěn)定劑較好，其適宜加量為0.5%。

表2　抗高溫穩(wěn)定劑優(yōu)選數(shù)據(jù)表

注：AV為鉆井液的表觀黏度；PV為其塑性黏度；YP在數(shù)值上等于表觀黏度與塑性黏度的差值，表示鉆井液的動切力的大小。

2.3抗高溫降濾失劑的優(yōu)選

以4%膨潤土+0.1%NaOH+0.5%乙醇胺+0.5%PADS為基漿對15種抗高溫降濾失劑進行了抗溫性能測試，并從中優(yōu)選出單一抗高溫降濾失劑CSMP-2與CSMP-3(老化條件為200℃下熱滾24h)。試驗結果如表3所示。由表3數(shù)據(jù)可知，3%CSMP-2(視博)+3%SPR(視博)的降濾失劑的復配體系的降濾失效果較好，滾后體系的API濾失量FLAPI小于10ml，高溫高壓濾失量FLHTHP小于25ml。

表3　降濾失劑的復配優(yōu)選數(shù)據(jù)表(老化后)

2.4抗高溫增黏劑的優(yōu)選

以4%膨潤土+0.1%NaOH+0.5%乙醇胺+0.5%PADS+3%CSMP-2(視博)+3%SPR(視博)為基漿來考察復配增黏劑的抗鹽性與抗溫性(見表4)。由表4可知，基漿中加入各聚合物后，體系的黏度增加，濾失量稍有減少，且都具有一定的抗鹽性。但是基漿+0.2%KPAM+0.3%RHPT-1與基漿+0.2%KPAM+0.3%HV-CMC在200℃下老化24h后其黏度與濾失量都與基漿相當，而基漿+0.2%KPAM+0.3%PAMS老化前后的黏度變化小，老化后濾失量略有增加，表明其具有較強的抗鹽性與抗溫性，推薦使用0.2%KPAM+0.3%PAMS作為體系的增黏劑。

2.5潤滑劑的優(yōu)選

潤滑劑選用低熒光磺化瀝青(簡稱TEX)，其基漿為：4%膨潤土+0.1%NaOH+0.5%乙醇胺+0.5%PADS+3%CSMP-2(視博)+3%SPR(視博)+0.2%KPAM+0.3%PAMS+重晶石(密度為2.0g/cm3)，老化條件為200℃下熱滾24h，并用NF-2型粘附系數(shù)測定儀進行測試(見表5)。由表5可知，TEX對鉆井液的流變性影響較小，還有利于降低鉆井液的濾失量，且當加量為1.5%時，鉆井液的粘附系數(shù)達到最低，因而TEX的適宜加量為1.5%。

表4　增黏劑優(yōu)選數(shù)據(jù)表

表5　潤滑劑優(yōu)選數(shù)據(jù)表

2.6抗高溫高密度水基鉆井液配方

表6　不同密度下抗高溫高密度水基鉆井液性能評價表

綜合各處理劑優(yōu)選結果，最終研制了一套密度在1.80~2.20g/cm3之間可調、具有現(xiàn)場可操作性的抗高溫高密度水基鉆井液體系HTDF，其配方如下：4%膨潤土+0.1%NaOH+0.5%乙醇胺+0.5%PADS+3%CSMP-2(視博)+3%SPR(視博)+0.2%KPAM+0.3%PAMS+1.5%TEX+重晶石。不同密度下抗高溫高密度水基鉆井液性能表如表6所示。由表6可知，隨著鉆井液密度的增加，鉆井液表現(xiàn)出較好的流變性和降濾失性，可以滿足現(xiàn)場施工要求。

3抗高溫高密度水基鉆井液體系的性能評價

以密度2.0g/cm3的HTDF體系為例，評價其熱穩(wěn)定性、抗污染性、抑制性與油層保護效果。

3.1熱穩(wěn)定性評價

將HTDF體系分別在200℃下連續(xù)動態(tài)老化16、24、48、72h并測定其性能，試驗結果如表7所示。將HTDF體系分別在160、180、200℃下分別連續(xù)動態(tài)老化24h并測定其性能，試驗結果如表8所示。由表7與表8可知，HTDF體系的流變性能和高溫高壓濾失性能均隨老化時間與老化溫度的增加而有所增加，但都在較小的范圍內，說明該體系能抗200℃高溫。

表7　不同老化時間下抗高溫高密度水基鉆井液

表8　不同老化溫度下抗高溫高密度水基鉆井液

3.2抗污染性評價

表9　HTDF體系抗污染性能評價表(老化后)

采用NaCl、CaCl2和劣質土作為污染物來評價HTDF體系的抗污染性能(老化條件為200℃下熱滾24h)，試驗結果如表9所示。由表9可知，HTDF體系具有較好的抗污染性能，可以滿足現(xiàn)場鉆井作業(yè)需求。

3.3抑制性評價

通過線性膨脹試驗和巖屑分散試驗評價HTDF體系的抑制性能，由試驗結果如表10和表11所示，HTDF體系能很好抑制巖屑的水化分散與水化膨脹，即其具有良好的抑制性能。

表10　150℃/24h后HTDF體系的滾地回收率

表11　常溫常壓下HTDF體系的線性膨脹率

表12　HTDF體系的儲層保護性能評價表

3.4油層保護效果評價

HTDF體系的儲層保護性能評價表如表12所示，室內儲層保護試驗結果表明，巖心具有較高的滲透率恢復值，HTDF體系具有較好的油層保護效果。

4結論

1)HTDF體系配方簡單，維護方便，易操作，性能穩(wěn)定，具有一定的經濟適用性和推廣價值。

2)優(yōu)選出的抗高溫高密度水基鉆井液HTDF體系具有良好的熱穩(wěn)定性、抗污染性能、抑制性與儲層保護效果，可滿足深井鉆進時工程作業(yè)需要。

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[編輯]洪云飛

[引著格式]雷昕，樓岱瑩，周明明.一種適用于低滲透水敏油層的鉆井液室內研究[J].長江大學學報(自科版)，2015,12(16)：5~7，17.

1 Selection of A Water-based Drilling Fluid System of High-temperature Resistance and High Density and Its Laboratory Evaluation

Du Yanjiang(YangtzeUniversity,Wuhan430100)

Wu Hongte(YangtzeUniversity,Jingzhou434023)

Abstract:In consideration of the problems of high temperature and high pressure and the complex formation structures of deep and ultra-deep wells, combined with the technical characteristics of deep well drilling fluid, a set of water-based drilling fluid systems of high temperature and high density are developed by optimizing the inhibitive agent, high temperature stabilizer, high temperature fluid loss additives, high temperature viscosifier and lubricity, it has an adjustable density between 1.80~2.20g/cm3, it is a water-based drilling fluid system of high-temperature resistance and high density (HTDF) and it has field operability.The formula includes 4% bentonite +0.1% NaOH+ 0.5% ethanolamine +0.5% PADS+ 3%CSMP-2+3%SPR+0.2%KPAM+0.3%PAMS+1.5%TEX+ barite.And its high temperature stability, pollution resistance, inhibitory, lubricity, reservoir protection and high temperature and high pressure filtration are evaluated in laboratory.The results show that the system has a long time of temperature resistance (200℃)with the strong sealing ability, low filter loss, little damage to the reservoir, it can prevent and control the hydration of mudstone effectively and meet the engineering geological requirements of drilling.

Key words:water-based drilling fluid; high temperature stability; pollution resistance, inhibitory; lubricity; reservoir protection; high temperature and high pressure filtration

[引著格式]杜彥江,吳洪特.一種抗高溫高密度水基鉆井液體系的優(yōu)選及室內評價研究[J].長江大學學報(自科版)，2015,12(16)：1~4.

[作者簡介]雷昕(1971-)，男 ，碩士，工程師，現(xiàn)主要從事泥漿開發(fā)和現(xiàn)場技術方面的研究工作；E-mail：271716244@qq.com。

[文獻標志碼]A

[文章編號]1673-1409(2015)16-0001-04

[中圖分類號]TE254

[通信作者]吳洪特(1963-)，女，教授，現(xiàn)主要從事油田化學品合成方面的教學與研究工作；E-mail: wuhongte@163.com。

[基金項目]國家科技重大專項(2008ZX05056-005;2008ZX05030-007)。

[收稿日期]2015-02-10 2015-02-16