SMP-Ⅰ與SMP-Ⅱ的抗溫抗鹽性能對比

許春田， 張瑞芳， 徐同臺， 肖偉偉

SMP-Ⅰ與SMP-Ⅱ的抗溫抗鹽性能對比

許春田1， 張瑞芳2， 徐同臺2， 肖偉偉2

（1.中石化華東石油工程有限公司江蘇鉆井公司，江蘇揚州 225261；2.北京石大胡楊石油科技發展有限公司，北京102200）

許春田，張瑞芳，徐同臺，等．SMP-Ⅰ與SMP-Ⅱ的抗溫抗鹽性能對比[J].鉆井液與完井液，2017，34（2）：79-82.

XU Chuntian, ZHANG Ruifang, XU Tongtai,et al.Comparison of performances of SMP-I and SMP-II at high temperature and in salt environment[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（2）：79-82.

規范鉆井液處理劑產品的使用范圍，使處理劑達到更好的使用效果，是當前需要重視的問題。以SMP-Ⅰ和SMP-Ⅱ為例，從其組構特征、生產工藝及其在鉆井液中降低濾失量和抗鹽的作用機理等方面分析，討論了磺甲基酚醛樹脂SMP-Ⅰ和SMP-Ⅱ的應用范圍，并比較了不同生產工藝的產品其抗鹽抗溫性能的差別。實驗結果表明，在含鹽量低于2%的鉆井液中、井溫不大于180 ℃的情況下，SMP-Ⅰ比SMP-Ⅱ的使用效果好；在井溫為120 ℃與150 ℃時，SMP-Ⅰ可用于不同含鹽量直至飽和的鹽水鉆井液，而SMP-Ⅱ只適用于含鹽量高于25%的近飽和/飽和鹽水鉆井液；在井溫為180 ℃下，SMP-Ⅰ可用于含鹽量低于20%的鹽水鉆井液，而SMP-Ⅱ適用于含鹽量高于20%的近飽和/飽和鹽水鉆井液。

鉆井液添加劑；磺甲基酚醛樹脂；鹽水鉆井液；降濾失

鉆井液用磺甲基酚醛樹脂具有抗高溫、抗鹽、降濾失、防塌、潤滑等作用，其能在井壁形成薄而韌的泥餅，起到良好的潤滑效果和保持較好的流變性等作用[1]，是三磺、聚磺等鉆井液中重要的組成部分，廣泛應用于淡水、鹽水、海水及飽和海水鉆井液中，與磺化褐煤、磺化栲膠等復配使用降濾失效果更好[2]。目前在現場主要使用的磺甲基酚醛樹脂有SMP-Ⅰ與SMP-Ⅱ等[3]，由于2種產品的磺化度不同，其使用條件有所差異。但上述產品在現場鉆井液中使用時，出現了SMP-Ⅰ、SMP-Ⅱ使用不當、效果欠佳等問題，因此研究了SMP-Ⅰ、SMP-Ⅱ組構特性、生產工藝及其對現場使用最佳條件的影響，以求在鉆井液中達到更好的使用效果[4-5]。

1 磺甲基酚醛樹脂組構特征

磺甲基酚醛樹脂的其生產工藝分為一步法和二步法，在生產過程中通過生產工藝和物料配比來控制其磺化度和分子量。磺甲基酚醛樹脂根據磺化度高低可分為SMP-Ⅰ和SMP-Ⅱ，即磺化度低的為SMP-Ⅰ，磺化度高的為SMP-Ⅱ。SMP-Ⅱ含有更多的親水基團磺酸基，因此分子中含有的S元素高，水不溶物含量低，見表1。由于磺化度不同，導致2類產品在鉆井液中使用時抗鹽、抗溫性能不相同。

表1 SMP-Ⅰ與 SMP-Ⅱ理化性能

2 SMP-Ⅰ與SMP-Ⅱ的抗溫抗鹽性能

2.1 實驗方法

1）基漿配制。在（24±3） ℃下， 向盛有350 mL蒸餾水的高速攪拌杯中加入0.56 g無水碳酸鈉、14 g評價土和14 g實驗用鈉膨潤土， 高速攪拌20 min，在室溫下密閉養護24 h，備用。可適當調整2種土粉加量，使基漿濾失量在（65±10） mL范圍內。

2）SMP-Ⅰ實驗漿的配制。向盛有基漿的高速攪拌杯中依次加入17.5 g磺化褐煤SMC（以干基計）、17.5 g試樣（以干基計）、根據實驗要求加入不同量的氯化鈉、最后加入8.75 g無水碳酸鈉，每加入一種藥品后高速攪拌15 min再加下一種藥品。

3）SMP-Ⅱ實驗漿的配制。向盛有基漿的高速攪拌杯中依次加入17.5 g磺化褐煤SMC（以干基計）、17.5 g磺化栲膠SMK（以干基計）、17.5 g試樣（以干基計）、根據實驗要求加入不同量的氯化鈉、最后加入8.75 g無水碳酸鈉，每加入一種藥品后高速攪拌15 min再加下一種藥品。

2.2 SMP-Ⅰ和SMP-Ⅱ抗溫抗鹽性能對比

2.2.1 SMP-Ⅰ在鉆井液中的抗溫抗鹽性能

一步法生產的SMP-Ⅰ在鉆井液中的抗溫抗鹽性實驗結果見圖1。從圖1可知，在120 ℃與150 ℃熱滾16 h后，SMP-Ⅰ在淡水鉆井液中具有很好的降濾失效果，高溫高壓濾失量從基漿的濾失量67 mL降到14 mL；180 ℃熱滾16 h后，SMP-Ⅰ在淡水鉆井液中具有一定的降濾失作用，高溫高壓濾失量從67 mL降到35 mL，效果不如在120 ℃與150 ℃時的效果；在120 ℃與150 ℃熱滾16 h后，SMP-Ⅰ在含鹽量從0增至2%鉆井液中，高溫高壓濾失量較低；但隨著含鹽量增加，降濾失效果變差；含鹽量為5%時濾失量達到最高；繼續增加鹽的加量，降濾失效果變好，高溫高壓濾失量開始下降，在含鹽量為15%～20%時濾失量最低；含鹽量增至25%～30%，高溫高壓濾失量增加，但增加幅度不大；180 ℃熱滾16 h后，隨著含量鹽量增加到10%，高溫高壓濾失量緩慢增至40 mL；繼續增加含鹽量至15%～20%，降濾失效果變好，高溫高壓濾失量降至19～20 mL；含鹽量再增加，SMP-Ⅰ降濾失效果變差，高溫高壓濾失量急劇增大；當含鹽量達30%，高溫高壓濾失量增到59 mL。

圖1 一步法生產的SMP-Ⅰ在鉆井液中的抗溫抗鹽性能

2.2.2 SMP-Ⅱ在鉆井液中的抗溫抗鹽性能

一步法生產的SMP-Ⅱ在鉆井液中的抗溫抗鹽性能實驗結果見圖2。由圖2可以看出，①在120～180 ℃熱滾16 h后，SMP-Ⅱ在淡水鉆井液中，高溫高壓濾失量從基漿的67 mL降到26.4 mL，有一定的降濾失效果，但是降濾失效果不如SMP-Ⅰ；②120 ℃熱滾16 h后，隨著含鹽量增至15%，高溫高壓濾失量緩慢增至85 mL；繼續增加含鹽量至20%～30%，降濾失效果變好，當含鹽量為30%時濾失量最低，高溫高壓濾失量由50.6 mL降至23 mL；③在150 ℃與180 ℃熱滾16 h后，SMP-Ⅱ在含鹽量從0增至5%過程中，濾失量隨含鹽量增加，降濾失效果變差，當含鹽量增至5%時濾失量達到最高，繼續增加鹽的加量，降濾失效果變好，高溫高壓濾失量開始下降。150 ℃熱滾后當含鹽量為30%時濾失量最低。180 ℃熱滾后在含鹽量為20%～25%時濾失量最低，當含鹽量增為30%時濾失量為24 mL，高溫高壓濾失量變化不大。

圖2 一步法生產的SMP-Ⅱ在鉆井液中的抗溫抗鹽性能

2.3 生產工藝對抗溫抗鹽性能的影響

磺甲基酚醛樹脂磺化工藝有2種方法：一步法與二步法。不同生產工藝所生產的SMP-Ⅰ與SMP-Ⅱ，在不同溫度下對不同含鹽量鉆井液降低高溫高壓濾失量效果有所不同。

2.3.1 生產工藝對SMP-Ⅰ抗溫抗鹽性能的影響

1#SMP-Ⅰ是采用一步法生產的，2#SMP-Ⅰ是采用二步法生產的。2種方法生產的SMP-Ⅰ在不同溫度下對不同含鹽量鉆井液降低高溫高壓濾失量實驗結果見圖3～圖4。

圖3 1#SMP-Ⅰ與2#SMP-Ⅰ在120 ℃和150 ℃下鉆井液的抗鹽性能

由圖3可知，在120、150 ℃下，SMP-Ⅰ在含鹽量低于4%的鉆井液中，2種產品，降高溫高壓濾失量效果相同；在含鹽量為4%～20%的鉆井液中，一步法產品降高溫高壓濾失量效果優于二步法產品；但在含鹽量超過20%的鉆井液中，二步法產品降高溫高壓濾失量效果優于一步法產品。

圖4 1#SMP-Ⅰ與2#SMP-Ⅰ在180 ℃鉆井液的抗鹽性能

由圖4可知，在180 ℃下，SMP-Ⅰ在含鹽量低于5%鉆井液中，一步法產品降高溫高壓濾失量效果優于二步法產品；在含鹽量為5%～25%鉆井液中，二步法產品降高溫高壓濾失量效果優于一步法產品；2種生產方法所生產的SMP-Ⅰ在含鹽量高于25%鉆井液中，降高溫高壓濾失量效果不好。

2.3.2 生產工藝對SMP-Ⅱ抗溫抗鹽性能的影響

3#SMP-Ⅱ是采用一步法生產的，4#SMP-Ⅱ是采用二步法生產的，2種方法生產的SMP-Ⅰ在不同溫度下對不同含鹽量鉆井液降低高溫高壓濾失量實驗結果見圖5～圖7。

圖5 3#SMP-Ⅱ與4#SMP-Ⅱ在120 ℃鉆井液中抗鹽性能

從圖5～圖7可知，2種方法生產的SMP-Ⅱ，在120、150、180 ℃淡水鉆井液中，降高溫高壓濾失量效果相同；在120 ℃下，對于含鹽量低于10%鹽水鉆井液， 一步法生產的SMP-Ⅱ降高溫高壓濾失量效果稍優于二步法生產的產品；而在含鹽量高于10%鹽水鉆井液， 二步法生產的SMP-Ⅱ降高溫高壓濾失量效果優于一步法生產的產品；在150 ℃下， 一步法與二步法生產的SMP-Ⅱ，在含鹽量從淡水至飽和鹽水，降高溫高壓濾失量效果相接近；在180 ℃下，對于含鹽量低于20%鹽水鉆井液， 二步法生產的SMP-Ⅱ降高溫高壓濾失量效果優于一步法生產的產品；而在含鹽量高于20%鹽水鉆井液， 采用2種生產工藝所生產的SMP-Ⅱ降高溫高壓濾失量效果相差不大。

圖6 3#SMP-Ⅱ與4#SMP-Ⅱ在150 ℃鉆井液中抗鹽性能

圖7 3#SMP-Ⅱ與4#SMP-Ⅱ在180 ℃鉆井液中的抗鹽性能

3 認識及建議

1.磺甲基酚醛樹脂有SMP-Ⅰ和SMP-Ⅱ2種產品，2者分子結構中官能團相同，但磺酸基含量不同，即SMP-Ⅰ中硫元素含量低于SMP-Ⅱ，SMP-Ⅱ的水不溶物含量小于SMP-Ⅰ。

2.SMP-Ⅱ與SMP-Ⅰ的抗鹽與抗溫性能不同。建議在含鹽量低于2%鉆井液中，在井溫不大于180 ℃時，使用SMP-Ⅰ作為高溫高壓降濾失劑。

3.井溫不大于120 ℃下，含鹽量為2%～10%鹽水鉆井液中，通過與其他降濾失劑復配使用來控制鉆井液高溫高壓濾失量。在含鹽量為10%～20%鹽水鉆井液中，采用一步法生產的SMP-Ⅰ作為高溫高壓降濾失劑，在含鹽量大于20%的鹽水鉆井液中，采用二步法生產的SMP-Ⅰ作為高溫高壓降濾失劑。

4.井溫在150 ℃下，含鹽量為2%～20%鹽水鉆井液中，均可采用SMP-Ⅰ/SMP-Ⅱ與其他降濾失劑復配的方法，來控制鉆井液高溫高壓濾失量；在含鹽量大于20%鹽水鉆井液中，采用SMP-Ⅰ作為高溫高壓降濾失劑；含鹽量大于25%鹽水鉆井液中，SMP-Ⅰ與SMP-Ⅱ均可使用。

5.井溫在180 ℃下，含鹽量低于20%鹽水鉆井液中，使用SMP-Ⅰ作為高溫高壓降濾失劑；而在含鹽量大于20%鹽水鉆井液中，使用SMP-Ⅱ作為高溫高壓降濾失劑。

6.不同生產工藝的產品抗溫抗鹽性能有所差別，建議在使用產品前對各個廠家生產的產品的性能進行實驗，確定該產品的最佳使用范圍，提高產品的使用效果。

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Comparison of Performances of SMP-I and SMP-II at High Temperature and in Salt Environment

XU Chuntian1, ZHANG Ruifang2, XU Tongtai2, XIAO Weiwei2
(1. SINOPEC oilfeld serνice Huadong corporation, Jiangsu drilling corporation,Yangzhou, Jiangsu 225261; 2.Beijing Shidahuyang Petroleum Scien-Tech Deνelopment Company Ltd.,Beijing 102200)

Drilling fuid additives should have their range of use clearly defned to make the best use of them, and great attention should be paid on this issue. Take the SMP-Ⅰ and SMP-Ⅱ as examples, the application characteristics, production technology, and the mechanisms of reducing fltration rate and resisting salt contamination are analyzed in this paper. The ranges of use of SMP-Ⅰ and SMP-Ⅱ are discussed and the differences in high temperature and salt-resistant performances of the two additives manufactured by different production technologies are compared. Laboratory experiment has shown that in drilling fuids with salinity less than 2%, and borehole temperature below 180 ℃, the performance of SMP-Ⅰ was better than SMP-Ⅱ. At 120 ℃ and 150 ℃, SMP-Ⅰ worked well in different salinities up to saturation, while SMP-Ⅱ only functioned in drilling fuids containing 25% salts or in under-saturated and saturated drilling fuids. At 180 ℃, SMP-I can be used in saltwater drilling fuids with salinities less than 20%, while SMP-Ⅱ can be used in saltwater drilling fuids with salinities greater than 20% to saturation.

Sulfonated methyl phenolic resin; Filtration reduction; Saltwater drilling fuid

TE254.4

A

1001-5620（2017）02-0079-04

2016-11-25；HGF=1701M8；編輯 馬倩蕓）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.014

許春田，高工，1996年畢業于中國石油大學（華東）鉆井專業，一直從事鉆井液技術管理與研究工作。電話（0514）86761052。