丁基羥基茴香醚提高沖洗液抗高溫性的研究

陳光， 劉秀軍， 宋劍鳴， 周四兵， 曹樂陶， 雷妍， 郭琮琮， 段富林（.渤海鉆探第一固井分公司，河北任丘0655；.天津工業大學環境與化學工程學院，天津 0087；.渤海鉆探工程技術研究院，河北任丘0655；.渤海鉆探工程有限公司，天津 0080）

丁基羥基茴香醚提高沖洗液抗高溫性的研究

陳光1， 劉秀軍2， 宋劍鳴3， 周四兵1， 曹樂陶1， 雷妍2， 郭琮琮2， 段富林4
（1.渤海鉆探第一固井分公司，河北任丘062552；2.天津工業大學環境與化學工程學院，天津 300387；3.渤海鉆探工程技術研究院，河北任丘062552；4.渤海鉆探工程有限公司，天津 300280）

陳光， 劉秀軍， 宋劍鳴， 等.丁基羥基茴香醚提高沖洗液抗高溫性的研究[J].鉆井液與完井液，2017，34（3）：81-84.

CHEN Guang，LIU Xiujun，SONG Jingming，et al.Use butylated hydroxyanisole to improve high temperature stability of flushing fluid[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（3）：81-84.

針對油基鉆井液難清洗，易與水泥漿產生絮凝，影響固井質量的問題，制備了以糠醛作為清洗助劑的水基沖洗液TGD-65。為使TGD-65適用于高溫條件下的固井作業，引入了BHA（丁基羥基茴香醚）作糠醛高溫穩定劑，并制備了TGD-60。實驗結果表明，BHA可明顯提高糠醛在高溫條件下的穩定性，使TGD-60在160 ℃下對油基鉆井液仍具有很好的乳化分散作用，可完全破壞油基鉆井液的結構，使其分散成細小的液滴，從而轉變為水包油狀態。同時，高溫處理后的沖洗液TGD-60對油基泥餅具有良好的潤濕性，其在高溫條件下的沖洗效率也由TGD-65的79.71%提升至99.18%。

固井質量；油基鉆井液；沖洗液；抗氧化；乳化分散；沖洗效率

油基鉆井液鉆井后會造成井壁和套管壁清洗困難，濾餅難以清除，從而降低水泥環膠結質量；且油基鉆井液易與水泥漿產生絮凝，降低固井質量，影響固井安全。普通水基沖洗液與高密度油基鉆井液接觸，無法有效地破壞油基鉆井液的穩定結構，會使高密度油基鉆井液的流變性變差，從而形成絮凝狀混合物，給后續的固井工作帶來了極大的挑戰。因此，需要開展油基鉆井液固井前置液技術研究[1-4]。李韶利[5]等用表面活性劑、螯合劑、增溶劑配制出了清油沖洗劑QY-1，該沖洗劑于150 ℃老化1 h后沖洗效率為97.3%。陳大鈞[6]等研發出了一種高密度高效沖洗液XM-1，該沖洗液對低固相鉆井液、油基鉆井液的沖洗效率均在88%以上。歐美克石油科技有限公司[7]研發出了一種陰/非離子復合高效沖洗液，其經160 ℃養護2 h后沖洗效率為86.9%，在高溫條件下有較好表現。現有沖洗液的研究多以表面活性劑復配為主，對起協同作用的助劑研究較少。以糠醛為清洗助劑研發了一種TGD-65沖洗液，該沖洗液在常溫下對高密度油基鉆井液具有極好的乳化分散作用，但其在高溫條件下易變質失效。因此，在TGD-65的基礎上擬添加抗氧化劑BHA（丁基羥基茴香醚）以改善其抗高溫性能。

1 實驗部分

1.1 沖洗液的制備

將磺酸鹽、脂肪酰胺類表面活性劑與三聚磷酸鈉分別溶于水后混合均勻；隨后加入有機溶劑，攪拌10～20 min，得到沖洗液TGD-65。其配方如下。

2.5%磺酸鹽NS-2515+2.5%脂肪酰胺類表面活性劑CDA-65+0.5%糠醛+1%三聚磷酸鈉

1.2 沖洗液沖洗效率測定

按照SY/T 5374—2000的要求[8]，對沖洗液沖洗效率的測定方法進行改善。

①將六速旋轉黏度計外筒取下，稱其重量為W0，g。②將鉆井液加熱至80～90 ℃，然后把六速旋轉黏度計外筒浸入油基鉆井液中，使液面達到外轉筒35～40 mm處，以600 r/min的轉速旋轉5 min后，取出稱其重量W1，g；③將黏有油基鉆井液的外筒放入盛有沖洗液的樣品杯中，以600 r/min的轉速旋轉5 min后，取出稱其重量W2，g。

1.3 動態抗溫性

將沖洗液使用持液量可達1.5 L的高溫高壓反應釜對沖洗液進行動態抗溫實驗。將沖洗液倒入反應釜中預熱至160 ℃，達到溫度后將釜內黏有鉆井液的旋轉筒降至沖洗液液面以下，轉速調至600 r/min，攪拌10 min。靜置取出后，按1.3沖洗液沖洗效率測定中的方法測定160 ℃下的沖洗效率。

2 結果與討論

2.1 BHA對TGD-65中糠醛熱穩定性的影響

由于糠醛在高溫下熱穩定性較差，室溫下空氣中放置多天后，氧化速度會逐漸加快，且在高溫下與氧氣接觸后，糠醛更易氧化、結焦[9]，容易生成過氧糠酸，其變質機理如式（1）所示。過氧糠酸作為一種氧化劑，可以使未反應的糠醛分子的共軛雙鍵開裂聚合，進一步生成焦類大分子，氧氣的存在也可以加速雙鍵分子的聚合[10]。這種糠醛的氧化是自由基連鎖反應，根據游離基反應的機理進行。要防止氧化，就必須切斷這一連鎖反應。在體系中加入抗氧化劑BHA，使其作為氫的給予體與自由基反應，使自由基轉變為非活性的或者較為穩定的化合物，從而干擾或者延滯鏈反應中的鏈增長步驟，從而達到抑制氧化的目的[11]。BHA分子中的酚羥基抑制氧化時，脫氫后自身形成的自由基經過重排和偶合作用，可形成2種穩定的雙酚二聚體。

經實驗測定，單純糠醛的酸值隨時間會有明顯增加，而添加抗氧化劑的糠醛的酸值隨時間并沒有明顯變化。不添加抗氧化劑BHA的糠醛溶液從溫度升至160 ℃后酸值就一直隨時間而增加，20 h后糠醛溶液的酸值增大到3.3 mg KOH/g；添加抗氧化劑的糠醛溶液在160 ℃下，酸值隨時間基本保持定值。2組實驗說明，抗氧化劑BHA對糠醛常溫、高溫條件下的氧化有非常有效的抑制作用。

圖1 160 ℃下含BHA糠醛與純糠醛的酸值隨時間的變化

2.2 BHA對油基鉆井液乳化性能的影響

在洗油過程中，沖洗液主要通過對油基鉆井液的破乳、逆乳化增溶、滲透分散等發揮作用[12-13]。從微觀角度探究高溫下TGD-65和TGD-60對油基鉆井液的沖洗效果，將沖洗后的殘余液進行顯微鏡觀察，結果見圖2。

圖2 不同沖洗液沖洗油基鉆井液殘余液的分散圖

從圖2b）中看出，經高溫處理后的TGD-65只是初步破壞了油基鉆井液結構，沖洗液與鉆井液形成了油水混合的乳濁液狀態，油滴聚集成帶狀，并未能完全形成水包油體系；而圖2c）中，經高溫處理后的TGD-60可以將油基鉆井液乳化分散成均勻的油珠，油基鉆井液結構被破壞，沖洗液成為連續相，被乳化生成的小油珠是分散相。沖洗液與油基鉆井液形成了新的水包油的整體。結果表明，經過高溫處理的TGD-60中可以起到乳化分散油基鉆井液的表面活性劑和糠醛的復配體系沒有失效，抗氧化劑BHA的加入起到了優化沖洗液的效果。

2.3 不同沖洗液對油基泥餅潤濕性的影響

將經過160 ℃高溫處理后的2種沖洗液分別滴在油基泥餅上，通過觀察接觸角研究沖洗液對油基泥餅的潤濕性能，結果見圖3。圖3a）、3b）、3c）分別為清水、經過160 ℃高溫處理的TGD-65以及TGD-60對油基泥餅的接觸角示意圖。由圖3可知，清水與油基泥餅的接觸角為45°；經過高溫處理的TGD-60可以很快地在油基泥餅上鋪展開，經過高溫處理的TGD-65與油基泥餅的接觸角比清水的小，但與TGD-60相對比，接觸角仍然過大。實驗表明，TGD-60對油基泥餅具有良好的潤濕性，可以通過油基鉆井液滲入到與井壁和套管壁的接觸面，將井壁和套管壁表面潤濕，把油基鉆井液乳化分散為小的油珠包裹起來，脫離套管壁表面，起到提高清洗效率的效果[14-15]。TGD-60對鉆井液的潤濕性比TGD-65的好，也進一步說明了抗氧化劑BHA在阻止糠醛氧化的過程中起到了積極的效果。

圖3 在160 ℃處理的沖洗液與油基鉆井液泥餅的潤濕角

2.4 沖洗液抗高溫性能分析

由實驗數據可知，在常溫下清水、T**和TGD-65對油基鉆井液的沖洗效率分別為3%、15.32%和98.04%。表明TGD-65對油基鉆井液具有良好的乳化、分散、滲透能力。由表1的數據可知，隨著溫度的升高，TGD-65對油基鉆井液的沖洗效率逐漸降低。

表1 高溫處理后TGD-65對油基鉆井液的沖洗效果

TGD-60在160 ℃的清洗效果見圖4。由圖4可知，TGD-60在高溫下對油基鉆井液具有很好的清洗效果，完全破壞了油基鉆井液的結構，使套筒壁由親油狀態轉變為親水狀態，其沖洗效率可達99.18%。與未加BHA的TGD-65沖洗液在高溫條件下的沖洗效率79.71%相比，有明顯提升。

圖4 160 ℃下TGD-60對油基鉆井液動態沖洗效果圖

3 結論

1.在高溫條件下，BHA對糠醛氧化具有很好的阻礙作用，使TGD-65中糠醛的穩定性明顯提高。

2.對TGD-65進行調整優化得到TGD-60，TGD-60在高溫下對油基鉆井液仍然有良好的乳化分散作用，其與油基泥餅的接觸角僅為3°。

3.在動態抗高溫實驗中，進一步證明了TGD-60對油基鉆井液具有良好的沖洗效果，其沖洗效率達99.18%。

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Use Butylated Hydroxyanisole to Improve High Temperature Stability of Flushing Fluid

Oil base drilling fluids (OBMs) are widely used because of their high temperature stability, resistance to salt and calcium contamination, good lubricity and low filtration rate, the problems of using OBMs are difficulty in cleaning them off the borehole wall and casing string and being ready to flocculate, thus negatively affecting the quality of well cementing. To effectively flush residue OBMs off the borehole wall and the surface of casing strings, a water base flushing fluid, TGD-65, was formulated, with furfuraldehyde as flushing additive. BHA, a high temperature stabilizer for furfur-aldehyde was used for the flushing fluid (called TGD-60) to work at elevated temperatures. Experimental results showed that BHA had the ability to enhance the high temperature stability of furfur-aldehyde, rendering TGD-60 good emulsification dispersion to OBM at 160 ℃, completely breaking the structure of OBM to small-sized droplets. The OBM was finally turned into oil-in-water emulsion. Meanwhile the flushing fluid after high temperature treatment had good wettability to the mud cakes formed by OBM, and the flushing efficiency at high temperatures was enhanced from 79.71% to 99.18%.

Cementing quality; Oil base drilling fluid; Flushing fluid; Anti-oxidizing; Emulsification dispersion; Flushing efficiency

TE256.9

A

1001-5620（2017）03-0081-04

2017-3-5；HGF=1703C7；編輯 王超）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.03.016

陳光，高級工程師，現在主要從事固井技術研究工作。電話 （0317）2712394；E-mail：chen_guang@ cnpc.com.cn。

CHEN Guang1, LIU Xiujun2, SONG Jianming3, ZHOU Sibing1, CAO Letao1,LEI Yan2, GUO Zongzong2, DUAN Fulin4

(1. The First Cementing Branch of Bohai Drilling and Exploration Ltd., Renqiu, Hebei 062552; 2. School of Environmental and Chemical Engineering, Tianjin Polytechnic University, Tianjin 300387; 3. Research Institute of Engineering Technology, CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited, Renqiu, Hebei 062552; 4.CNPC Bohai Drilling Engineering Company, Tianjin,300280)