抗高溫無固相鉆井液技術

李建軍， 王中義（大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江大慶 163413）

抗高溫無固相鉆井液技術

李建軍， 王中義
（大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院，黑龍江大慶 163413）

李建軍，王中義.抗高溫無固相鉆井液技術[J].鉆井液與完井液，2017，34（3）：11-15.

LI Jianjun， WANG Zhongyi.High temperature solid-free drilling fluid technology[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（3）：11-15.

針對鉆井液易高溫變性的特點，通過研制出耐高溫增黏劑XCC、降濾失助劑AADC、封堵劑FSCC，設計出一種無固相抗220 ℃超高溫的鉆井液配方。具體加量配比為2%XCC+1%AADC+3%SPNH+1%SMP +3%FSCC+0.5%Na2SO3。并對其進行性能表征，SEM顯示其頁巖層狀微裂縫及碎片得到了明顯封堵與修飾，在泥頁巖表面形成與微裂縫方向平行的致密樹狀聚合層；FT-IR結果表明，該抗高溫鉆井液經過220 ℃高溫老化后性能穩定，具有良好的流變性能和濾失造壁性能，抑制和潤滑性能滿足鉆井需要；能抗10%黏土與5%鉆屑的污染，同時對10%KCl+20%NaCl的鹽溶液也有較好的抵抗能力；該鉆井液EC50的檢測結果大于80 000 mg/L，達到了建議排放標準。最終抗220 ℃超高溫鉆井液XCC/AADC/SPNH/SMP/ FSCC在澀北1號氣田24井得到了成功應用。

抗高溫；無固相；鉆井液；XCC/AADC/SPNH/SMP /FSCC；流變性

目前，國內外無固相鉆井液（增黏劑+降濾失劑+封堵劑）的合成及制備首選都是高分子聚合物鉆井液，如海泡石鉆井液、多層硅鉆井液、褐煤表面活性劑鉆井液等[1]，但這些聚合物的性質不一，尤其在其關鍵性能指標方面存在著較大差異及不確定性。處理劑的抗高溫、抗鹽能力一直是限制很多鉆井液實際應用的最主要原因。從20世紀80年代到現在，無固相鉆井液有了很快的發展，以甲酸鹽鉆井液的應用最為廣泛，尤其在塔河油田、大港油田成功地實施與應用[2-3]，但其也有較多缺點，如成本高、環境污染等，只能應用于某個溫度范圍以及很難在深井含鹽層中實現穩定應用。因此需要研究一種耐高溫、耐高鹽度、能適用于高密度井的無固相鉆井液體系[4]。

1 抗高溫無固相鉆井液技術難點

1.1 流變性與穩定性控制

鉆井液流變性與固相含量、表面性質、粒徑分布、處理劑分子結構特征等有關。對井內的黏土含量控制在容量限之內，鉆井液流變性能控制會比較容易。另外對于親水性極強的細小鉆屑顆粒，一旦混入鉆井液之中，會吸附鉆井液中大量水分子，造成其流變性出現很大波動。一般多采取機械清除的方法控制，確保鉆井液的流變性穩定[5]。

鉆井液的高溫穩定性取決于聚合物分子，如增黏劑、降濾失劑等的抗溫性能。天然高分子聚合物如淀粉在115 ℃左右會發生水解，而合成類的聚合物，如木質素磺酸鹽在190 ℃以上的環境中不變性，還有一些低分子量合成聚合物，如褐煤和改性褐煤在溫度超過200 ℃時仍有效，有些甚至已成功地用于220 ℃以上環境中[6]。因此，對鉆井液來說，需要重點評價處理劑的抗溫性能，以確保在到達鉆井液臨界溫度時，其不失效，而且還要確保由于高溫降解產生副產品不會破壞化學平衡或造成環境污染。保持適當的流變性必須各處理劑之間配伍性較好才能實現，同時也是達到優良流變性和濾失量的關鍵。

1.2 無固相控制

黏土礦物在控制無固相鉆井液的流變性和濾失性方面起著重要的作用，這其中可溶性無機物也起著不容忽視的作用（如氯離子、鉀離子、鈣離子等）。表面電荷、靜電力、顆粒粒徑等因素制約著鉆井液的膠凝結構。高溫下黏土發生熱反應對最終膠體懸浮液的穩定性和物理特性產生很大影響，當超過220 ℃時深井中礦物結構會發生變化，很容易按照準一級動力學規律溶解并沉淀（二氧化硅的溶解和新礦物的形成）。

無固相的控制是確保鉆井液各項性能優化的前提條件。在實際應用過程中，保證鉆井液本身有較強抑制性的同時，合理使用好固控設備是一項有效控制措施，如高頻線性振動篩[7]，以及除砂除泥一體機、中高速離心機等相關設備必須有效使用。完善固控設備在實際鉆井過程中的檢測效能，清除劣質固相，每天檢測鉆井液中固相顆粒的粒度分布，最大限度地除去鉆井液中的干擾固相，以保證鉆井液的高溫穩定性。另外，尋找合成的高分子聚合物鉆井液，若研發的鉆井液體系抗黏土及鉆屑等細小顆粒物能力強就可以考慮減少對固控設備的依賴，節省維護成本，因此在使用該體系過程中展開無固相控制研究非常有意義。

2 抗高溫無固相鉆井液的研制

2.1 實驗主要試劑

甲基丙烯基酰氧乙基三甲基氯化銨（DMC）、丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、水解聚丙烯腈銨鹽（HPAN）、聚陰離子纖維素（PAC-LV）、黃原膠（XC）、殼聚糖（CS）、磺化酚醛樹脂（SMP-2）、磺化褐煤樹脂（SPNH）。

2.2 增黏劑復配

選取CS及XC2種聚合物， 按照1∶1的比例于清水中進行復配， 得到新的增黏劑， 命名為XCC。

2.3 抗高溫降濾失劑合成

工業級DMC用無水乙醇洗凈烘干，再與AMPS及AM充分混合溶解，同時通氮氣反應一段時間后得黏稠狀的產物，再洗凈烘干，即得AADC，推測反應機理為乙烯類單體C=C打開結合，AADC的具體分子結構如下。

AADC的紅外譜圖見圖1。由圖1可以看出，980～960 cm-1處未發現乙烯類單體的C=C特征吸收峰，說明AADC中無殘余單體，是3者的共聚物，驗證了C=C打開反應的機理。

圖1 AADC紅外光譜圖

2.4 封堵劑合成

將磺化瀝青、腐植酸鉀、十二烷基苯磺酸鈉、丙烯酸樹脂、羧甲基纖維素按2∶2∶2∶1∶1的比例均勻混合，通過反應， 得到灰色粉末狀的物質，即為新型抗高溫封堵劑，命名為FSCC。

2.5 無固相鉆井液的配制

實驗選擇三元共聚物作為抗高溫降濾失劑主劑，配以SMP-2和BQP以及合成的耐溫封堵劑FSCC，形成了能夠抗220 ℃高溫的無固相鉆井液體系，配方如下。

2%XCC+1%AADC+（3%～4%）BQP+1%SMP+ 3%FSCC+0.5%Na2SO3

該抗高溫低固相鉆井液體系能較好地滿足高溫深井懸浮攜巖需要，降濾失效果較好，再配合丙烯酸樹脂，可進一步降低API及高溫高壓濾失量，同時還能消除聚合物之間在高溫環境下發生交聯反應，另外抗高溫封堵劑FSCC的加入起到了較好的封堵作用，確保了井壁穩定。

3 抗高溫無固相鉆井液性能評價與表征

3.1 常規性能

常溫下對鉆井液主要性能進行測試， 由此可知， 該鉆井液密度為1.10 g/cm3， 塑性黏度為19 mPa·s， 動切力為8.5 Pa， 動塑比為0.45 Pa/mPa·s，靜切力為2.5/5.5 Pa/Pa， φ600/φ300為55/36， φ6/φ3為5/3，API濾失量為5.4 mL。

3.2 鉆井液覆蓋泥頁巖表面前后SEM圖像對比

泥頁巖具有層狀結構，層間有微裂縫存在，表面不均勻 ；使用鉆井液覆蓋固化晾干后，層狀微裂縫及碎片得到了明顯封堵與修飾，在泥頁巖表面形成與微裂縫方向平行的致密樹狀聚合層，頁巖表面經鉆井液覆蓋前后SEM結果見圖2。圖2結果顯示，新型無固相鉆井液能夠封堵泥頁巖的孔隙和微裂縫，對降低鉆井液濾失量和井壁加固有明顯作用。

圖2 頁巖表面經鉆井液覆蓋前（左）后（右）形貌變化

3.3 抗高溫性能

抗高溫能力一直制約著許多鉆井液的應用，因此在180、200、220 ℃下分別連續熱滾48 h后，測試鉆井液的黏度、動切力、濾失量等關鍵性能指標，見表1。

表1 抗220 ℃無固相鉆井液高溫老化后的性能

表1數據顯示，該抗高溫無固相鉆井液體系在180、200和220 ℃下老化48 h后的性能均較好，體系表觀黏度和塑性黏度較佳，動切力和動塑比穩定。高溫對比顯示，溫度的升高，鉆井液的表觀黏度、塑性黏度、動切力基本不變，動塑比稍有升高。這表明該鉆井液體系在高溫下能夠保持很好的攜巖能力，且經長時間的高溫仍保持較好的穩定性，耐溫性強，抗濾失性優良，表明該鉆井液抗溫能達到甚至超過220 ℃。

3.4 抗鹽能力

鉆井施工過程中過程經常會碰到鹽巖層，鉆井液就會受到無機鹽的干擾[8-9]，使其黏度、切力上升，濾失量猛增，給鉆井造成很多困難。因此，合成無固相鉆井液的抗鹽能力，也是一個關鍵指標。室內采用10%KCl+20%NaCl評價合成無固相鉆井液體系的抗鹽能力，最終性能見表2。

表2 加入鹽溶液老化后抗高溫無固相鉆井液的性能

通過表2數據可以看出，該體系在高濃度鹽溶液中，具有較好的流變性能和降失水性，其鹽溶液熱滾72 h流變性與濾失量均與常溫下相當，還能很好滿足實際應用的性能要求。

3.5 抗污染性能

鉆井液流變性及固相控制經常受到環境中的黏土及鉆屑等細小顆粒的影響。對于合成的新型鉆井液抗污染性能也需重點考察。測定該鉆井液在含10%黏土與5%鉆屑環境中，于220 ℃下，熱滾72 h后的性能，結果如表3所示。

表3 加入10%黏土+5%鉆屑后鉆井液的性能

從表3可以看出，該鉆井液具有良好的抗污染能力，細小顆粒對其穩定性無沖擊，老化前后流變性、及固相控制穩定，濾失量低，能夠滿足現場的要求。

3.6 穩定性

在高溫環境中鉆井液往往容易變性，因此鉆井液的穩定性對實際應用影響至關重要[10]。實驗通過傅氏轉換紅外線光譜分析儀（FT-IR），測試鉆井液進行熱滾實驗前后（220 ℃，48 h），AADC的官能團是否發生明顯變化，最終判定其穩定性。通過該鉆井液的FT-IR圖（見圖3）可以看出，曲線的波動趨勢基本一致，說明AADC官能團并沒有在熱滾后出現明顯變化，也進一步印證合成的XCC/AADC/SPNH/SMP/FSCC鉆井液具有很好的穩定性。

圖3 無固相鉆井液的FT-IR圖

3.7 毒性

對超高溫鉆井液體系的幾種處理劑用生物毒性儀和發光細菌法對其生物毒性進行了測定， 得出XCC、 AADC、 SPNH、 SMP、 FSCC組成的鉆井液EC50的檢測結果大于80 000 mg/L， 達到了建議排放標準大于30 000 mg/L的要求， 符合環境保護的要求。

4 現場應用

該無固相鉆井液在完成室內評價實驗后，首先在澀北1號氣田24井進行了現場試驗。該井設計井深4 300 m，位于青海油田一級風險氣區，鉆井施工過程中易噴、易漏，對鉆井液性能及維護技術要求高，完鉆后實測井底溫度為218.9 ℃，施工期間現場取樣進行抗溫實驗，結果見表4。

表4 澀北1號氣田24井鉆井液高溫熱穩定性

從表4可以看出，鉆井液的流變性、懸浮攜帶能力在220 ℃以內仍然較穩定，動切力和靜切力隨溫度變化較小，鉆井液性能穩定。現場應用過程中，井壁穩定，懸浮攜帶性能滿足了井下攜砂要求，施工安全，順利鉆完目的層。

5 結論

1.研制合成了新型抗高溫增黏劑XCC、封堵劑FSCC、降濾失劑AADC等處理劑材料，最終形成了抗溫能力達220 ℃的鉆井液。

2.抗溫220 ℃鉆井液耐溫性能好，經220 ℃老化72 h 后，仍能保持較好的流變性和較低的濾失量，老化前后均無水析出，且濾失量低。

3.SEM、FT-IR、抗鹽與抗污染實驗均顯示，該抗高溫無固相鉆井液具有良好的高溫流變性、抑制性能和抗鉆屑及黏土污染性能，保護儲層效果好。

4.鉆井液的EC50大于80 000 mg/L，達到環境保護排放的要求。

5.在澀北1號氣田24井進行了現場應用，效果顯著，深井與高溫下鉆井液流變性控制等難題得到解決。

[1]王茂功， 陳帥， 李彥琴，等． 新型抗高溫油基鉆井液降濾失劑的研制與性能[J].鉆井液與完井液，2016，33（1）：1-5. WANG Maogong， CHEN Shuai， LI Yanqin， et al. Development and evaluation of a new high temperature filter loss reducer used in oil base drilling fluid[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2016，33（1）：1-5.

[2]許潔， 烏效鳴， 朱永宜， 等. 抗240 ℃超高溫水基鉆井液室內研究[J]. 鉆井液與完井液， 2015， 32（1）：10-13. XU Jie， WU Xiaoming， ZHU Yongyi， et al.Laboratory study on ultra high temperature water base mud[J].Drilling Fluid & Completion Fluid， 2015， 32（1）：10-13.

[3]謝彬強，邱正松. 基于新型增黏劑的低密度無固相抗高溫鉆井液體系[J]. 鉆井液與完井液，2015，32（1）：1-6. XIE Binqiang， QIU Zhengsong. Development and evaluation of low density solids-free high temperature drilling fluid[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2015， 32（1）：1-6.

[4]侯瑞雪，張景富，徐同臺，等 . 處理劑對抗高溫高密度油基鉆井液沉降穩定性的影響[J]，鉆井液與完井液，2014，31（5）：46-48. HOU Ruixue， ZHANG Jingfu， XU Tongtai， et al. Effect of additives on settling stability of high temperature high density oil base drilling fluid[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2014，31（5）：46-48.

[5]李栓，張家義，秦博，等.BH-KSM 鉆井液在冀東油田南堡3 號構造的應用[J]. 鉆井液與完井液， 2015， 32（2）：93-96. LI Shuan， ZHANG Jiayi， QIN Bo， et al. Application of BH-KSM drilling fluid in Nanpu 3#structure of Jidong oilfield[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2015，32（2）：93-96.

[6]王維，楊波，李占偉，等.抗高溫聚束鉆井液在南堡 3-15井的應用[J]. 鉆井液與完井液，2014，31（4）：15-18. WANG Wei， YANG Bo， LI Zhanwei， et al. Application of high temperature polymeric micelle drilling fluid in Well Nanpu3-15[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2014，31（4）：15-18.

[7]劉自明，苗海龍，王沖敏，等.甲酸鉀對PDF-THERM鉆井液的影響[J]. 鉆井液與完井液，2014，31（5）：32-34. LIU Ziming，MIAO Hailong，WANG Chongmin，et al. Study on the effect of potassium formate on PDF-THERM drilling fluid[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2014，31（5）：32-34.

[8]馬誠，謝俊，甄劍武，等.抗高濃度氯化鈣水溶性聚合物增黏劑的研制[J]. 鉆井液與完井液，2014，31（4）：11-14. MA Cheng，XIE Jun，ZHEN Jianwu，et al. Development of a water soluble polymer viscosifier for use in high calcium environment[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2014，31（4）：11-14.

[9]單文軍，陶士先，付帆，等.抗240 ℃高溫水基鉆井液體系的室內研究[J]. 鉆井液與完井液，2014，31（5）：10-13. SHAN Wenjun， TAO Shixian， FU Fan， et al. High temperature drilling fluid technology[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2014，31（5）：10-13.

[10]李建國， 崔應中， 邢希金， 等 . 抗高溫無黏土相鉆井液體系研究[J]. 鉆井液與完井液，2012，29（2）：35-38. LI Jianguo，CUI Yingzhong，XING Xijin，et al.Study onclay-free high temperature drilling fluid[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2012，29（2）：35-38.（收稿日期2017-1-5；HGF=1703M6；編輯 馬倩蕓）

High Temperature Solid-free Drilling Fluid Technology
LI Jianjun, WANG Zhongyi
(Research Institute of Drilling Engineering Technology, Daqing Drilling Engineering Corporation, Daqing, Heilongjiang 163413)

A solid-free drilling fluid having stable properties at 220 ℃ has been developed with high temperature additives such as XCC (viscosifier), AADC (filter loss reducer) and FSCC (plugging agent). The detailed composition of the drilling fluid is: 2%XCC+1% AA DC+3%SPNH+1%SMP+3%FSCC+0.5%Na2SO3. SEM experiment showed that shale cores taken from a well drilled with this drilling fluid had layered micro-fractures apparently plugged, and a dense tree-like polymer layer parallel to the direction of the micro-fractures was found on the surface of the shale cores. FT-IR experimental results showed that, after aging at 220 ℃, the drilling fluid still had stable mud properties, good rheology and filtration properties. The inhibitive capacity and lubricity of the drilling fluid can satisfy the needs of drilling operation. This drilling fluid was able to tolerate the contamination from 10% clay and 5% drilled cuttings, or from 10%KCl+20%NaCl salt solution. The LC50 of the drilling fluid measured was 80,000 mg/L, conforming to the stipulated discharge criteria. The drilling fluid has been successfully used to drill the Well 24 located in the Sebei-1 gas field.

High temperature resistant; Solids-free; Drilling fluid; XCC/AADC/SPNH/SMP/FSCC; Rheology

TE254.3

A

1001-5620（2017）03-0011-05

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.03.002

大慶油田公司項目“大慶油田抗高溫抗鹽鉆井液技術研究與應用”。

李建軍，二級工程師，主要負責深井及超深井抗高溫抗鹽鉆井液技術服務工作。電話 13836990612；E-mail：lijianjun_zy@cnpc.com.cn。