王茂功，徐顯廣，孫金聲，王立輝，楊海軍，王寶成

（1.中國石油集團鉆井工程技術研究院，北京102206；2. 中國石油玉門油田公司鉆采工程研究院，甘肅玉門735200）

?

氣制油合成基鉆井液關鍵處理劑研制與應用

王茂功1，徐顯廣1，孫金聲1，王立輝1，楊海軍1，王寶成2

（1.中國石油集團鉆井工程技術研究院，北京102206；2. 中國石油玉門油田公司鉆采工程研究院，甘肅玉門735200）

王茂功等.氣制油合成基鉆井液關鍵處理劑研制與應用[J].鉆井液與完井液，2016，33（3）：30-34，40.

摘要為提升氣制油合成基鉆井液高溫流變穩(wěn)定性和降濾失性能，研制了在氣制油中具有良好凝膠性能的有機土和天然腐植酸改性的環(huán)保型降濾失劑，并使用前期研制的主輔乳化劑，形成了氣制油合成基鉆井液體系。性能評價結果表明：利用雙十六烷基二甲基氯化銨和具有功能化極性基團的高分子對提純鈉基膨潤土進行復合插層制得了有機土DR-GEL，該有機土在氣制油中凝膠性強（膠體率達98%）、黏度、切力大（切力達3 Pa），高溫性能穩(wěn)定、抗溫達220 ℃。利用二乙烯三胺和雙十六烷基二甲基氯化銨對提純黑腐植酸進行有機化改性反應制得了降濾失劑DR-FLCA，該降濾失劑具有高溫高壓濾失量低、輔助乳化和改善流變性等性能，抗溫達230 ℃。利用研制的處理劑配制的密度為1.6～2.3 g/cm3的氣制油合成基鉆井液體系，在溫度120～200 ℃范圍內(nèi)流變性好（表觀黏度27～61mPa··s，動切力6～9 Pa），電穩(wěn)定性強（破乳電壓在800 V以上），高溫高壓濾失量小于2.5 mL。該套氣制油合成基鉆井液體系，在印尼蘇門答臘島JABUNG區(qū)塊NEB Basement-1井成功地進行了應用，在高溫（井底溫度大于180 ℃）下40 d的使用過程中性能一直穩(wěn)定，較好地解決了大斜度定向井鉆井液懸浮性與攜屑能力差等難題。

關鍵詞合成基鉆井液；氣制油；有機土；降濾失劑；抗高溫；印尼蘇門答臘島JABUNG區(qū)塊

0　引言

氣制油合成基鉆井液體系是一種具有環(huán)境保護特性的新型鉆井液體系，它既具有油基鉆井液的抗高溫、抗鹽鈣侵、有利于井壁穩(wěn)定、潤滑性好和對油氣層損害小等特點，還具有運動黏度低、機械鉆速快、對環(huán)境友好等優(yōu)勢[1-3]。氣制油合成基鉆井液體系之所以具有以上優(yōu)勢，是因為其采用的氣制油是利用天然氣通過催化加氫合成，不含芳香烴和硫、胺等有害物質(zhì)，易生物降解、對環(huán)境更加友好，并且40 ℃下運動黏度低（2.6 mm2/s），5#白油和0#柴油的運動黏度分別為3.86和3.40 mm2/s，有利于降低鉆井液當量循環(huán)密度、增加固相含量[4]。

由于氣制油運動黏度低，且不含芳香烴，使得本來適用于油基鉆井液的處理劑，在氣制油合成基鉆井液體系中的效能降低或失去作用。比如，有機土在柴油中由于芳香烴的存在，具有良好的膠體率和增黏、提切效果，但在氣制油中的膠體率和黏度、切力大幅度降低；對于在油基鉆井液中作為降濾失劑使用較多的瀝青類產(chǎn)品，由于其對環(huán)境造成污染，在環(huán)境保護型氣制油合成基鉆井液體系中已被禁止使用。若采用油基鉆井液處理劑配制氣制油合成基鉆井液體系，往往會出現(xiàn)鉆井液體系黏度和切力低、重晶石易沉降、攜巖能力差、電穩(wěn)定性低和高溫高壓濾失量大等問題，因此高性能環(huán)保型氣制油合成基鉆井液體系對于處理劑提出了更高的要求。針對氣制油合成基鉆井液體系的特殊需求，對氣制油合成基鉆井液用有機土和降濾失劑進行了研制，結合前期研制的氣制油合成基鉆井液用乳化劑，對形成的配套氣制油合成基鉆井液體系進行了研究與現(xiàn)場應用[5]。

1　實驗部分

1.1原料

懷俄明型鈉基膨潤土；雙十六烷基二甲基氯化銨；功能化高分子SOPAE；腐植酸；三乙二醇單丁醚；二乙烯三胺；氫氧化鈉；氣制油Saraline185V。

1.2制備

1.2.1有機土設計思路與制備

制備高凝膠型氣制油合成基鉆井液用有機土的關鍵在于膨潤土和插層劑的選取。選用懷俄明型膨潤土，其蒙脫石層電荷低，層間結合力弱，層狀集合體容易拆散，同晶置換有序變低，會導致層面歪斜和凹凸不平，并增加端面的斷鍵，這些都有利于膨潤土的層狀集合體在水中分散成更薄、更小的片體，因而分散性和膠體性較好。氣制油主要組分為碳12～18的正構和異構烷烴，運動黏度低且不含增溶性芳香烴，這些因素都影響有機土在其中的有效分散和形成凝膠，選用能提高有機土中有機物相對比例的雙十六烷基二甲基氯化銨作為一次插層劑，增強其在氣制油中的親油與懸浮性；選用具有功能化極性基團的高分子SOPAE作為二次插層劑，提升其在氣制油中的分散、凝膠性能。

制備有機土通常有3種方法：干法、濕法和預凝膠法。干法制備有機土工藝簡單、操作成本低，但制備過程蒙脫石與插層劑反應不充分，有機土凝膠性能較差；預凝膠法是制備為分散在有機溶劑中的有機土凝膠液的方法，此工藝操作成本高、不易運輸，且有機溶劑可能會與氣制油鉆井液不配伍。濕法制備有機土的方法操作簡便、反應過程蒙脫石與插層劑反應充分，形成的有機土凝膠性強。

將懷俄明型鈉化膨潤土進行提純，最終形成一定配比的提純鈉基膨潤土漿，加入雙十六烷基二甲基氯化銨，于一定溫度下進行一次插層反應，反應后將物料進行壓濾去除水分，然后將濾餅和功能化高分子SOPAE捏合進行二次插層反應，最后將產(chǎn)物烘干、粉碎，即得氣制油合成基鉆井液用有機土DR-GEL。

1.2.2降濾失劑作用機理與制備

在油基鉆井液中起降濾失作用的主要組分為微細固體顆粒、乳化液滴和降濾失劑膠體。首先，細小固體顆粒伴隨鉆井液侵入井壁外層形成內(nèi)橋堵，即內(nèi)泥餅；其后，乳化液滴侵入在固體顆粒之間的空隙并在壓差下產(chǎn)生變形密封固體顆粒之間的空隙，但空隙還是具有滲透性；最后，溶解在油中的降濾失劑等膠體充填在乳化液滴和固體之間的界面區(qū)域，阻止油相通過泥餅流入地層，隨著濾液的侵入，越來越多的膠體吸附沉積在井壁表面形成一層致密的泥餅，即外泥餅[6-8]。

利用水、乙醇、堿液和鹽酸提純腐植酸，得到分子量較大的黑腐植酸，然后將黑腐植酸與二乙烯三胺在三乙二醇單丁醚溶劑中高溫下進行酰胺化反應，制備交聯(lián)大分子酰亞胺基腐植酸，再與堿液反應進行鈉化，最后再利用雙十六烷基二甲基氯化銨對其進行親油改性，制得降濾失劑DR-FLCA。

1.3物性表征

采用日本電子株式會社JSM-6510型掃描電鏡對試樣微觀形貌進行測定；采用日本理學Rigaku TG 8120型熱重分析儀，在N2保護、 升溫速率為10 ℃/min條件下，測定試樣熱穩(wěn)定性。

1.4性能評價

1.4.1有機土

稱取8.0 g有機土，倒入裝有400 mL氣制油的高攪杯中，于11000 r/min下高速攪拌20 min，裝入高溫不銹鋼罐中，充入1.0 MPa的氮氣，放入數(shù)顯式滾子加熱爐中，高溫滾動16 h，取出后冷卻至25 ℃，量取100 mL氣制油凝膠溶液于100 mL柱塞桶中，測定膠體率。測定表觀黏度、 塑性黏度和動切力。

1.4.2降濾失劑

選用貝克休斯、哈里伯頓、麥克巴和自制降濾失劑，采用相同實驗配方進行高溫高壓降濾失性能對比實驗。原料配比與配制方法：分別將240 mL氣制油Saraline185V、9 g主乳化劑DREM-1、12 g輔乳化劑DRCO-1、60 mL CaCl2水溶液（濃度為20%）、7.5 g有機土DR-GEL、12 g降濾失劑和6 g氧化鈣依次加入到高攪杯中，每加入一種處理劑，于11000 r/min下高速攪拌20 min，最后加入645 g重晶石，高速攪拌40 min。65 ℃測定表觀黏度、塑性黏度、動切力和初終切；50 ℃測定破乳電壓；高溫老化條件：180 ℃老化16 h。

采用青島膠南同春石油機械廠GRL-9型數(shù)顯式加熱滾子爐對油基鉆井液進行高溫老化，采用美國OFITE公司Model 800型8速旋轉黏度計測定流變性能，采用美國FANN公司Fann 23D型電穩(wěn)定性測試儀測定破乳電壓，采用青島海通達儀器廠GGS71-B型高溫高壓濾失儀和美國FANN公司2.5英寸高溫介質(zhì)盤測定高溫高壓濾失量。

2　結果與討論

2.1有機土

2.1.1微觀形貌

圖1為提純鈉基膨潤土和DR-GEL的SEM照片。如圖1所示：提純鈉基膨潤土呈結構緊密的顆粒狀分布，層片結合緊密；DR-GEL呈結構疏松的花簇狀層片分布，層片間距大且疏松。說明有機插層劑已經(jīng)進入膨潤土層片間，其疏松的花簇狀層片分布有利于有機土在氣制油中分散。

圖1　提純鈉基膨潤土和自研有機膨潤土SEM照片

2.1.2凝膠性能

表1為DR-GEL在不同溫度下凝膠性能實驗結果。如表1所示，DR-GEL在氣制油中具有較高的黏度、 切力，經(jīng)高溫充分分散后，膠體率為98%，表觀黏度為14 mPa·s，塑性黏度為11mPa·s，切力為3 Pa，在220 ℃范圍內(nèi)性能穩(wěn)定。

表1　自研有機土抗溫性能實驗結果

表2為DR-GEL與國外有機土性能對比結果。如表2所示，常溫下，國外有機土在氣制油中的膠體率和黏度切力較低、凝膠性能較差；經(jīng)150 ℃高溫老化后，哈里伯頓有機土樣品膠體率和黏度、切力增加較大，此土樣可能添加了促凝膠型激活劑，高溫下激發(fā)所致；其余2個國外有機土樣品老化后性能變化較小，凝膠性能較差。DR-GEL老化前后均具有良好的凝膠性能，膠體率和黏度切力較大。

表2　自研有機土與國外有機土性能對比

2.2降濾失劑

2.2.1熱穩(wěn)定性

圖2為DR-FLCA的TGA熱分析曲線。如圖2所示，DR-FLCA在室溫～230 ℃下，熱穩(wěn)定性良好，熱重損失在2%以內(nèi)；在230～300 ℃之間，熱重曲線急劇下降，質(zhì)量分數(shù)降至70%左右；300 ～650 ℃，熱重曲線下降較為平緩，最后質(zhì)量分數(shù)在50%左右。由此表明，氣制油合成基降濾失劑DR-FLCA在230 ℃內(nèi)熱穩(wěn)定性能良好。

圖2　DR-FLCA的TGA熱分析曲線

2.2.2性能評價及對比

表3為DR-FLCA與國內(nèi)外降濾失劑性能的對比結果。如表3所示，由麥克巴、哈里伯頓和自制降濾失劑產(chǎn)品配制的氣制油合成基鉆井液體系，均具有良好的流變性、電穩(wěn)定性和高溫高壓濾失性能；國外2家公司降濾失劑產(chǎn)品配制的氣制油合成基鉆井液體系黏度較高，表觀黏度在50 mPa·s以上，且老化后黏度切力略有降低，破乳電壓老化后均有不同程度的降低，但高于600 V以上，高溫高壓濾失量略大；自制降濾失劑配制的氣制油合成基體系老化后破乳電壓由962 V增至1175 V，電穩(wěn)定性強，高溫高壓濾失量降至2.8 mL，表觀黏度比國外降濾失劑氣制油合成基體系低25%以上，且老化前后流變性能一致，更加穩(wěn)定，這有利于降低鉆井液體系ECD，提高機械鉆速；DR-FLCA在氣制油合成基鉆井液體系中形成的高溫高壓濾失泥餅更薄、更堅韌，厚度僅為2.0 mm，如圖3所示。

表3　自制降濾失劑與國內(nèi)外降濾失劑性能對比

圖3　不同降濾失劑配制的氣制油合成基鉆井液高溫高壓濾失泥餅照片

如圖4所示，空白高溫高壓濾紙為布滿孔洞結構的交錯纖維體，高溫高壓濾失后濾紙孔洞結構被有效封堵；高溫高壓濾失泥餅切面結構致密，由固相顆粒、層片狀干基降濾失劑膠體和脫水破乳殘余乳化劑構成。由此可以看出，DR-FLCA在氣制油合成基鉆井液體系中充分分散，在固體顆粒與乳化液滴間形成有效充填，起到了良好的降濾失作用。

圖4　DR-FLCA高溫高壓濾失性能SEM照片

2.3 氣制油合成基鉆井液體系性能評價

表4為采用DR-GEL、DR-FLCA、DREM-1和DRCO-1配制的氣制油合成基鉆井液體系在不同溫度、密度下的性能。如表4所示，氣制油合成基鉆井液在溫度為120～200 ℃、密度為1.6～2.3 g/cm3范圍內(nèi)，具有良好的流變性，老化前后流變性能一致，且靜置沉降72 h無沉淀，說明鉆井液體系流變穩(wěn)定性強，鉆井液體系電穩(wěn)定性好、破乳電壓在800 V以上；不同密度、溫度下鉆井液體系的高溫高壓濾失量均較低，密度為2.3 g/cm3、200 ℃高溫高壓濾失量僅為4.2 mL，泥餅厚度為2.5 mm。由此可以看出，利用研制的處理劑配制的氣制油合成基鉆井液體系具有良好的流變性能、高溫乳化穩(wěn)定性能和降濾失性能。

表4　不同溫度、密度下氣制油合成基鉆井液性能

3　現(xiàn)場應用

印度尼西亞蘇門答臘島JABUNG區(qū)塊NEB Basement-1井是中國石油印尼國際公司部署的一口重點探井（大斜度定向井），鉆探目的層為基巖風化殼，三開井深1518～2 520 m井段設計采用欠平衡控壓鉆進，井底溫度為180 ℃，使用自研關鍵處理劑及配套的氣制油合成基鉆井液體系，鉆井液經(jīng)40 d高溫環(huán)境運行，性能穩(wěn)定。表5為NEB Basement-1井氣制油合成基鉆井液的現(xiàn)場性能數(shù)據(jù)。由表5可知，在油水比為81∶19～97∶3范圍內(nèi)，氣制油鉆井液體系具有良好的乳化穩(wěn)定性，較低的黏度，較高的切力和動塑比，說明鉆井液體系具有良好的流變性能和攜巖性能，濾失量較低。

氣制油合成基鉆井液在NEB Basement-1井的成功應用，解決了在低密度條件下以往高溫井段鉆井液懸浮性與攜屑能力差，經(jīng)常造成返砂不好，下鉆下不到底，易發(fā)生沉砂卡鉆具等問題，起下鉆、電測、試油作業(yè)均無卡阻顯示，整個過程欠平衡控壓鉆進順利，全井段無復雜情況發(fā)生。

表5　NEB Basement-1井氣制油合成基鉆井液性能

4　結論

1.利用雙十六烷基二甲基氯化銨和具有功能化極性基團的高分子SOPAE對提純鈉基膨潤土進行復合插層制得DR-GEL，該有機土在氣制油中凝膠性強（膠體率為98%、表觀黏度為14 mPa·s、動切力為3 Pa），高溫性能穩(wěn)定、抗溫達220 ℃。利用二乙烯三胺對提純黑腐植酸進行大分子交聯(lián)改性，然后再與雙十六烷基二甲基氯化銨進行有機化改性反應，制得DR-FLCA，該降濾失劑具有高溫高壓濾失量低和輔助乳化等性能，抗溫可達200 ℃。

2.利用DR-GEL、DR-FLCA、DREM-1和DRCO-1等處理劑配制了密度為1.6～2.3 g/cm3的氣制油合成基鉆井液，鉆井液體系在120～200 ℃范圍內(nèi)，具有良好的高溫流變性和電穩(wěn)定性，表觀黏度為27～61mPa·s、動切力為6～9 Pa，老化前后流變性能一致，且靜置沉降72 h無沉淀，破乳電壓在800 V以上，高溫高壓濾失量小于2.5 mL。

3.利用自行研制的關鍵處理劑形成的氣制油合成基鉆井液體系在印尼蘇門答臘島JABUNG區(qū)塊NEB Basement-1井成功地進行了應用，起下鉆、電測、試油作業(yè)均無卡阻顯示，整個過程欠平衡控壓鉆進順利，全井段無任何復雜情況發(fā)生，解決了在低密度條件下以往高溫井段鉆井液懸浮性與攜屑能力差，下鉆下不到底，易沉砂卡鉆具等問題。

參考文獻

[1]沈麗，王寶田，宮新軍，等.氣制油合成基鉆井液流變性能影響評價[J].石油與天然氣化工，2013，42（1）：53-57. SHEN Li，WANG Baotian，GONG Xinjun，et al. Evaluation on rheological properties of GTL based drilling fluids[J].Chemical Engineering of Oil & Gas，2013，42 （1）：53-57.

[2]蔣卓，舒福昌，向興金，等. 全油合成基鉆井液的室內(nèi)研究[J]. 鉆井液與完井液，2009，26（2）： 19-20. JIANG Zhuo，SHU Fuchang，XIANG Xingjin，et al. An all-oil synthetic drilling fluid [J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2009，26（2）： 19-20.

[3]羅健生，莫成孝，劉自明，等. 氣制油合成基鉆井液研究與應用[J]. 鉆井液與完井液，2009，26（2）： 7-11. LUO Jiansheng， MO Chengxiao， LIU Ziming，et al. The study and application of a GTL based drilling fluid [J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2009，26（2）：7-11.

[4]徐同臺，彭芳芳，潘小鏞，等.氣制油的性質(zhì)與氣制油鉆井液[J].鉆井液與完井液，2010，27（5）：75-78. XU Tongtai，PENG Fangfang，PAN Xiaoyong，et al. The properties of GTL and GTL based drilling fluids[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2010，27（5）：75-78.

[5]王茂功，徐顯廣，苑旭波，等.抗高溫氣制油基鉆井液用乳化劑的研制和性能評價[J].鉆井液與完井液，2012，29（6）：4-9. WANG Maogong，XU Xianguang，Yuan Xubo，et al. Preparation and properties of heat-tolerant emulsifier in GTL based drilling fluids[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2012，29（6）：4-9.

[6]ASTON M，MIHALI P，TUNBRIDGE J KAND ，et al. Towards zero fluid loss oil based muds[J].SPE 77446. 2002.

[7]GALATE J W，MITCHELL R F. Behavior of oil muds during drilling operations[J].SPE Drilling Engineering，1986，1（2）：97-106.

[8]GUICHARD B，VALENTI A，ELIOKEM，et al.An organosoluble polymer for outsatanding fluid-loss control with minimum damage[J].SPE 107281，2007.

Study and Application of Additives for Synthetic Fluids with GTL as the Base Fluid

WANG Maogong1, XU Xianguang1, SUN Jinsheng1, WANG Lihui1, YANG Haijun1, WANG Baocheng2
(1.CNPC Drilling Research Institute, Beijing 102206; 2.Yumen Oilfield Drilling & Production Engineering Research Institute,Yumen, Gansu 735200)

AbstractTo improve the high temperature rheology and fltration property of the synthetic base drilling fuid using gas-to-liquid (GTL) oil as the base fuid，an organophilic clay having superior gel properties and an environmentally friendly flter loss reducer made from natural humic acid，have been developed. A GTL base drilling fuid was formulated with the organophilic clay，the modifed humic acid，a primary emulsifer and secondary emulsifer previously developed. The organophilic clay，DR-GEL，was made by intercalating dihexadecyl dimethyl ammonium chloride into the crystal layers of a purifed sodium montmorillonite，and had good gel performance in GTL (percentage of colloid particles to 98%), high viscosity and gel strength (3 Pa)，and good high temperature stability (it functioned at 220 ℃)in laboratory experiments. The flter loss reducer，DR-FCLA，was made by modifcation of purifed humic acid with dihexadecyl dimethyl ammonium chloride and diethylene triamine. DR-FCLA greatly reduced the HTHP flter loss，helped make the drilling fuid emulsifed better and improved the rheology of drilling fuid. It functioned at high temperatures up to 230 ℃. The synthetic drilling fuid made with these additives had densities ranging in 1.6-2.3 g/cm3, good rheology (AV= 27-61mPa·s, YP = 6-9 Pa) at temperatures ranging in 120-200 ℃，high electrical stability (ES > 800 V)，and HTHP flter loss＜2.5 mL. This synthetic drilling fuid has been successfully used in Sumatra，Indonesia to drill the well NEB Basement-1in Block Jabung. The properties of the drilling fuid remained stable for 40 days at bottom hole temperatures higher than 180 ℃. Diffculties in maintaining the suspension and cuttings carrying capacity of drilling fuid have been solved since then.

Key wordsSynthetic drilling fuid； Gas-to-oil； Organophilic clay； Filter loss reducer； High temperature resistant； Block Jabung，Sumatra, Indonesia

中圖分類號：TE254.3

文獻標識碼：A

文章編號：1001-5620（2016）03-0030-05

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.03.006

基金項目：國家863項目“海上大位移井鉆井液關鍵技術研究”（2012AA091502）和國家重大專項課題“復雜地質(zhì)條件下深井鉆井液與高溫高壓固井技術研究項目”（2011ZX05021-004）資助。

第一作者簡介：王茂功，高級工程師，博士，男，1977年生，主要從事鉆井液處理劑研發(fā)和鉆井液技術研究工作。E-mail：wangmg_dri@cnpc.com.cn。

收稿日期（2016-1-9；HGF=1603F2；編輯付玥穎）