摘 " " "要：通過國(guó)內(nèi)外文獻(xiàn)調(diào)研，結(jié)合室內(nèi)模擬評(píng)價(jià)，得出油基鉆井液增稠的主要原因是固相含量的增加和基液增黏；在此基礎(chǔ)上，針對(duì)性提出了改善固相潤(rùn)濕性和拆散膠質(zhì)結(jié)構(gòu)降低基液黏度的降黏機(jī)理，并進(jìn)行分子結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，在室內(nèi)合成了油基鉆井液降黏劑MOVRM?，F(xiàn)場(chǎng)油基鉆井液老漿評(píng)價(jià)結(jié)果顯示，降黏劑加量在2%時(shí)塑性黏度降低率超過20%，動(dòng)切力降低率在50%以上，抗溫可達(dá)150 ℃，有效期在7天以上，能夠滿足現(xiàn)場(chǎng)油基泥漿作業(yè)流變性調(diào)控需求。

關(guān) "鍵 "詞：油基鉆井液； 降黏劑； 抗高溫； 長(zhǎng)效

中圖分類號(hào)：TQ225.1 " " 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A " " 文章編號(hào)： 1004-0935（2023）03-0446-04

目前國(guó)內(nèi)頁巖氣開發(fā)區(qū)塊主要集中于川渝地區(qū)，由于頁巖氣通常使用水平井進(jìn)行開發(fā)，鉆井時(shí)間長(zhǎng)，作業(yè)難度大，因此，為了滿足現(xiàn)在施工作業(yè)井壁穩(wěn)定、攜巖、潤(rùn)滑等需求，鉆井液主要選擇油基鉆井液[1]。但是，油基鉆井液新漿配制成本高，為了降低開發(fā)成本，在開鉆時(shí)通常采用部分回收老漿與新漿混合之后鉆進(jìn)的方式[2]。但是混合之后的鉆井液中會(huì)殘留部分老漿鉆屑，初始固相含量高，這使得后期作業(yè)時(shí)再有鉆屑進(jìn)入鉆井液中時(shí)會(huì)造成鉆井液黏度快速上漲[3]。過高的鉆井液黏切會(huì)增大鉆頭的壓持效應(yīng)，降低鉆井速度，延長(zhǎng)鉆井作業(yè)周期，推高鉆井作業(yè)施工成本[4]，嚴(yán)重時(shí)甚至?xí)斐摄@井液摩阻損耗增大，泵壓升高，影響鉆井作業(yè)的安全[5]。

對(duì)于油基鉆井液降黏，目前沒有較好的流變性調(diào)整措施，大多采用摻稀的方式，通過補(bǔ)充新漿降低固相含量來降低鉆井液黏度[6]。但是這種處理措施由于需要配制大量新漿，進(jìn)一步推高了配漿成本，且增大了后期油基泥漿的處理量，環(huán)保壓力較

大[7-8]。因此，需要研發(fā)一種油基泥漿處理劑，在較少加量下有效降低鉆井液黏度，增加現(xiàn)場(chǎng)鉆井液流變性調(diào)控手段。

室內(nèi)通過分析油基泥漿增稠原因，針對(duì)性的合成了一種油基鉆井液降黏劑，其降黏效果明顯，抗溫性能好，有效時(shí)間長(zhǎng)，能夠滿足現(xiàn)場(chǎng)油基泥漿性能調(diào)控需要。

1 "油基鉆井液增稠原因與降黏機(jī)理研究

國(guó)內(nèi)外針對(duì)含油類體系的降黏劑主要集中在稠油開采，集輸環(huán)節(jié)，針對(duì)油基鉆井液的文獻(xiàn)較少，因此，本文計(jì)劃先從油基鉆井液的增稠原因入手，針對(duì)性的提出適合于油基鉆井液的降黏機(jī)理，從而研發(fā)合適的油基鉆井液降黏劑。

1.1 "油基鉆井液增稠原因研究

為了研究現(xiàn)場(chǎng)油基鉆井液增稠原因，室內(nèi)通過模擬實(shí)際鉆進(jìn)過程中固相含量增高和基液增黏兩個(gè)方面，研究其對(duì)鉆井液黏度的影響[9-10]。

1.1.1 "固相含量增高

隨著鉆井的進(jìn)行，鉆井液中的鉆屑被鉆頭不斷研磨，粒徑逐漸變小，無法通過震動(dòng)篩除去，從而不斷在鉆井液中積累。室內(nèi)通過向不同密度的油基鉆井液中加入100目劣質(zhì)土粉，模擬鉆屑在不同密度鉆井液中的積累過程[11]，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表1所示。從表1可以看出，隨著鉆井液中固相含量的增加，鉆井液黏度和切力增長(zhǎng)十分明顯，在40%的劣質(zhì)土加量下，不同密度的鉆井液動(dòng)切力增長(zhǎng)幅度均超過100%。

將不同密度鉆井液的黏度隨劣質(zhì)土加量變化作圖，如圖1所示，從圖中可以看出，高密度鉆井液黏度隨劣質(zhì)土加量增長(zhǎng)的斜率明顯更大，說明劣質(zhì)固相對(duì)于高密度油基鉆井液黏度及切力的影響要遠(yuǎn)大于低密度油基鉆井液，而川渝地區(qū)頁巖氣使用的油基鉆井液密度普遍在2.0 g/cm3以上，因此，這也是川渝地區(qū)油基鉆井液增稠的主要原因。

1.1.2 "基液增黏

由于油基鉆井液普遍使用瀝青類的降濾失劑，在地層高溫以及反復(fù)循環(huán)剪切攪拌的作用下，瀝青類降濾失劑中會(huì)有部分膠質(zhì)瀝青質(zhì)溶解在基油里，造成基液黏度升高。室內(nèi)通過選用市面上常見的不同運(yùn)動(dòng)黏度的油基鉆井液基液，采用相同的鉆井液配方及處理劑加量，配制成油基鉆井液體系后測(cè)量流變性，模擬基液黏度升高后對(duì)鉆井液體系流變性的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

由于油基鉆井液基液是鉆井液分散體系中的連續(xù)相，鉆井液發(fā)生運(yùn)移時(shí)，宏觀表現(xiàn)出的黏度跟基液直接相關(guān)。從表2可以看出，基液黏度升高時(shí)，鉆井液黏度也隨之升高，通過對(duì)現(xiàn)場(chǎng)鉆井液中油相進(jìn)行化驗(yàn)分析，其密度0.83 g/cm3，運(yùn)動(dòng)黏度

4.12 mm2/s，明顯超過3#白油正常范圍，說明膠質(zhì)瀝青質(zhì)的溶解會(huì)造成鉆井液基液黏度的上升，間接導(dǎo)致鉆井液黏度上漲。

1.2 "油基鉆井液降黏劑降黏機(jī)理

通過油基鉆井液的增稠原因進(jìn)行分析，針對(duì)性的提出了降黏劑的降黏機(jī)理：

1）由于地層巖石表面通常為水潤(rùn)濕，在鉆頭破碎過程中，會(huì)吸附少量地層水或者油基鉆井液水相，增大鉆屑的碰撞體積。因此，可以通過改變固相潤(rùn)濕性，減小固相表面水化膜厚度，降低固相在鉆井液中的碰撞體積，減小鉆井液發(fā)生剪切位移時(shí)的阻力，從而降低鉆井液黏度。

2）由于膠質(zhì)分子通常為層片狀結(jié)構(gòu)，層間分子之間通過氫鍵吸引，在發(fā)生剪切位移時(shí)需要破壞氫鍵導(dǎo)致需要克服額外摩擦阻力。因此，可以通過拆散溶解在基液中的膠質(zhì)大分子的層片狀結(jié)構(gòu)，使膠質(zhì)以單層片狀游離在基液中，無法形成結(jié)構(gòu)黏度，從而降低基液的黏度。

2 "油基鉆井液降黏劑MOVRM室內(nèi)制備

根據(jù)油基鉆井液降黏機(jī)理，通過分子結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，在降黏劑中引入酰胺基團(tuán)，使其能夠吸附在固相表面，改變固相的潤(rùn)濕劑；其次，引入長(zhǎng)碳鏈結(jié)構(gòu)，便于插入膠質(zhì)分子層間結(jié)構(gòu)，促進(jìn)層狀結(jié)構(gòu)剝離，降低鉆井液黏度。具體合成過程如下：

取35份棕櫚油酸，20份鄰氨基苯酚，加入50 g苯作為溶劑，攪拌1～2 h并通入氮?dú)庵脫Q空氣。升溫至80～90 ℃反應(yīng)2～3 h，再升溫至90～100 ℃除去反應(yīng)生成的水和溶劑苯，加入0.2份質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%的NaOH水溶液進(jìn)行真空脫水，再加入5份環(huán)氧乙烷，升溫140～160 ℃，加壓0.3～0.6 MPa，反應(yīng)3～5 h，冷卻后加入40份3#白油，即得到油基降黏劑MOVRM。

3 "油基鉆井液降黏劑MOVRM性能評(píng)價(jià)

將室內(nèi)合成的MOVRM樣品加入到現(xiàn)場(chǎng)油基老漿中，評(píng)價(jià)MOVRM的相關(guān)性能。

3.1 "降黏劑降黏性能評(píng)價(jià)

通過在現(xiàn)場(chǎng)油基鉆井液老漿中加入不同含量的降黏劑MOVRM，評(píng)價(jià)其對(duì)現(xiàn)場(chǎng)鉆井液老漿的黏度降低效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。從表中可以看出，MOVRM在2%加量下，即可將油基鉆井液老漿的動(dòng)切力降低54.55%，Φ6降低60%，具有十分明顯的效果。

3.2 "降黏劑溫度適應(yīng)性評(píng)價(jià)

考慮到現(xiàn)場(chǎng)的使用情況，降黏劑的溫度適應(yīng)性應(yīng)當(dāng)具有以下特點(diǎn)，①起效溫度低，在泥漿池溫度條件下即可產(chǎn)生明顯效果，②適應(yīng)范圍廣，在不同溫度條件下均能夠有效降黏，③抗溫能力強(qiáng)，在地層溫度條件下不分解失效。通過在現(xiàn)場(chǎng)油基老漿中加入2%MOVRM，并在不同溫度下熱滾，滾后鉆井液性能如表4所示，從表中可以看出，MOVRM在不同溫度下均具有良好的效果。

3.3 "降黏劑長(zhǎng)效作用性能評(píng)價(jià)

將加入2%MOVRM的老漿與空白鉆井液在150 ℃下進(jìn)行長(zhǎng)時(shí)間熱滾，評(píng)價(jià)處理劑的長(zhǎng)效性，鉆井液黏度隨時(shí)間的變化如圖2所示。從圖中可以看出，加入2%MOVRM可使鉆井液黏度降低20%以上，鉆井液在前3天性能保持穩(wěn)定，后期由于有機(jī)土等增黏處理劑失效，老漿和2%MOVRM樣品漿均出現(xiàn)小幅降黏，但黏度總體保持穩(wěn)定。

4 "結(jié) 論

1）室內(nèi)通過文獻(xiàn)調(diào)研和實(shí)驗(yàn)?zāi)M研究，發(fā)現(xiàn)油基泥漿增稠原因主要是固相含量增高和基液黏度增大。

2）針對(duì)油基鉆井液老漿增稠原因，確定了改善固相潤(rùn)濕性和拆散膠質(zhì)結(jié)構(gòu)，降低基液黏度的處理劑降黏機(jī)理，并進(jìn)行分子結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，最終合成了油基鉆井液降黏劑MOVRM。

2）通過將MOVRM加入到現(xiàn)場(chǎng)老漿中，其在2%加量下即可有效降低老漿黏度及切力，抗溫性能能夠達(dá)到150 ℃，處理劑加入后降黏效果能夠保持7天以上，能夠補(bǔ)充油基鉆井液現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)流變性調(diào)控手段，滿足現(xiàn)場(chǎng)施工作業(yè)需求。

參考文獻(xiàn)：

［1］張冬明.頁巖氣水平井高密度白油基鉆井液體系研究與應(yīng)用[J].西部探礦工程，2022，34（04）：101-103.

［2］曾凌翔，廖剛，葉長(zhǎng)文.川南威遠(yuǎn)地區(qū)頁巖氣開發(fā)工廠化作業(yè)模式[J].天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2021，15（06）：20-25.

［3］黃津松，張家旗，王建華，等.國(guó)內(nèi)油基鉆井液研發(fā)現(xiàn)狀與思考[J].化工管理，2020（33）：130-133.

［4］王健.國(guó)內(nèi)深層頁巖氣鉆井難點(diǎn)及技術(shù)進(jìn)展[J].石油化工應(yīng)用，2020，39（12）：1-5.

［5］孫永興，范生林，喬李華.頁巖氣水平井卡鉆主要原因及預(yù)防對(duì)策[J].天然氣工業(yè)，2018，38（12）：107-113．

［6］梁文利，代一欽.針對(duì)深層頁巖氣藏的油基鉆井液降黏劑研制及應(yīng)用[J].天然氣勘探與開發(fā)，2020，43（01）：71-76．

［7］趙陽.大慶油田油基鉆井液回收再利用技術(shù)研究與應(yīng)用[J].石油石化節(jié)能，2022，12（03）：38-40．

［8］王昆劍，馮碩，劉陽，等.海上鉆井油基鉆屑清洗室內(nèi)分析[J].鉆井液與完井液，2022，39（02）：194-199．

［9］邵寧. 油基鉆井液體系乳化劑的合成與性能研究[D].中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京），2020.

［10］明顯森，陶懷志，陳俊斌，等.高密度油基鉆井液降黏劑及其現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用[J].鉆井液與完井液，2021，38（04）：423-427.

［11］吳江，李龍，任冠龍，等.海上復(fù)雜易垮塌地層高性能油基鉆井液研發(fā)與應(yīng)用[J].鉆井液與完井液，2018，35（05）：55-60.

Laboratory Synthesis and Evaluation of Viscosity

Reducer for Oil-based Drilling Fluid

PENG Bi-qiang1， FAN Jin1， TAN Xiao-qi2，3

（1. Drilling Fluid Technical Service Company， CNPC Chuanqing Drilling Engineering Co.， Ltd.， Chengdu Sichuan 610051， China; 2. Jingzhou Hanc New-Technology Research Institute， Jingzhou Hubei 434000， China;

3. Oilfield Chemical Industry Technology Research Institute of Hubei Province， Jingzhou Hubei 434000， China）

Abstract： "Through laboratory simulation and evaluation， it was concluded that the main reasons for viscosity increase of oil-based drilling fluid were the increase of solid phase content and viscosity increase of base fluid. On this basis， the mechanism of viscosity reduction was proposed，and the molecular structure design was carried out， and the viscosity reducer MOVRM was synthesized indoors. The field evaluation results of old oil base drilling fluid slurry showed that when the viscosity reducer was added at 2%， the dynamic shear force reduction rate was more than 50%， the temperature resistance could reach 150 ℃， and the validity period was more than 7 d.

Key words： Oil base drilling fluid; Viscosity reducing agent; Temperature resistance; Long validity