無土相高密度飽和鹽水鉆井液用降濾失劑的研究

田惠， 王野， 趙雷， 劉德慶， 李義強， 楊冀平

（1.渤海鉆探工程技術研究院，河北任丘062552；2.渤海鉆探工程有限公司科技開發處，天津300452；3.渤海鉆探庫爾勒分公司，新疆庫爾勒841000）

隨著勘探開發向深部地層發展，鉆遇的復雜地層越來越多，中國石油集團渤海鉆探工程有限公司目前所服務的塔里木油田以及伊朗、伊拉克南部油田，深部地層中均存在巨厚石膏層、鹽膏層和高壓鹽水層。在該地層鉆進時，易造成溶、塌、縮、卡、噴、漏等井下復雜情況。高密度飽和鹽水鉆井液由于具有較強的抗石膏和抗鹽污染能力、良好的流變性和高溫穩定性，被廣泛應用于該層位的鉆進[1]。但現用高密度飽和鹽水鉆井液存在以下問題。①膨潤土作為黏度和濾失控制的基本功能材料，其亞微米顆粒對于常規鉆井液來說能夠起到很好的作用，而對于高密度飽和鹽水鉆井液來說，飽和鹽水的存在大大降低了膨潤土的作用，使其失去了本來應有的作用，而且土相的亞微米顆粒也會導致黏度的失控，堵塞、污染油氣儲層，起到負面作用[2]，因此無土相高密度飽和鹽水鉆井液是解決該問題的較好選擇。②目前國內高密度飽和鹽水鉆井液體系普遍使用聚磺體系和磺化體系[3]，但實踐中存在的技術問題主要有：許多處理劑需要在土相存在的情況下才能發揮較好作用；流變性未實現優控，體系動切力和靜切力偏高，普遍呈現強凝膠狀態；未能很好地解決井壁穩定問題。為了解決上述問題，迫切需要研制一種無土相高密度飽和鹽水鉆井液體系，而兼顧高溫穩定性強、濾失造壁性好、對固相懸浮效果好和可優控流變性的降濾失劑又是該體系的重中之重。研制出一種無土相高密度飽和鹽水鉆井液用降濾失劑BH-HSF，并對其性能進行了綜合評價。

1 實驗部分

1.1 主要藥劑及儀器

淀粉、丙烯酰胺（AM）、2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸（AMPS）、N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）、衣康酸（IA）、有機硅單體均為工業級；氯化鈉、氯化鉀、氯化鈣、氯化鎂、氫氧化鈉、四氫呋喃、無水乙醇均為分析純；實驗用水為去離子水；重晶石（ρ=4.2 g/cm3，D=0.076 mm）；鐵礦粉（ρ=4.8 g/cm3，D=0.053 mm）；抗高溫降濾失劑Driscal D、頁巖抑制劑Soltex；低黏聚陰離子纖維素PAC-LV。

主要儀器：ZNN-D6型六速旋轉黏度計、SD-6型中壓濾失儀，青島海通達專用儀器有限公司；5軸高溫滾子加熱爐，美國OFI公司；高溫高壓濾失儀，美國Baroid公司。

1.2 實驗方法

1.2.1 降濾失劑BH-HSF的制備

1）預膠化淀粉的制備。將一定量的水、淀粉、氫氧化鈉加入到反應釜中，攪拌并升溫至一定溫度后，保溫1 h，制備預膠化淀粉。

2）改性淀粉的制備。繼續向含有預膠化淀粉混合溶液的反應釜中加入AMPS和IA，通氮攪拌下升至一定溫度，加入引發劑，繼續保溫2～4 h，得到含有合成改性淀粉的混合溶液。

3）合成聚合物的制備。將一定量的水、四氫呋喃、AM和NVP加入另一反應釜中，經攪拌溶解后加入有機硅單體，通氮攪拌下升至一定溫度，加入引發劑，繼續保溫6～8 h，得到含有合成聚合物的混合溶液。

4）BH-HSF的制備。將含有合成改性淀粉和合成聚合物的兩種混合溶液以一定的質量比混合并攪拌1 h，再用無水乙醇沉淀、洗滌、干燥、粉碎，即得降濾失劑BH-HSF。

1.2.2 無土相高密度飽和鹽水鉆井液的配制

將降濾失劑加入350 mL飽和鹽水中，高速攪拌20 min，其間至少停兩次，以刮下容器壁上的黏附物；再加入903 g重晶石和70 g鐵礦粉，高速攪拌20 min，其間至少停2次，以刮下容器壁上的黏附物，在室溫下密閉養護24 h，即得無土相高密度飽和鹽水鉆井液。

1.2.3 流變性及濾失性測試

參照中國石油天然氣行業標準SY/T 5241—91《水基鉆井液降濾失劑評價程序》，用ZNN-D6型旋轉黏度計和SD-6型鉆井液中壓濾失儀分別測定實驗漿老化前后的流變性能和濾失性能。

1.2.4 抗溫性評價

將實驗漿轉入老化罐并置于滾子爐中，分別在120 ℃、150 ℃和180 ℃下滾動16 h，冷卻后高速攪拌5 min，測定流變性能和濾失性能。

2 結果與討論

2.1 降濾失劑BH-HSF的分子結構設計

改性淀粉能降低飽和鹽水鉆井液的濾失量，且分子間的連接力很強，可吸附多個顆粒形成空間網架結構[4]?？刂凭酆衔锓肿哟笮≡谀z體顆粒的范圍內，并引入合適比例的礦化基團和水化基團，可使聚合物在鉆井液中形成空間網架結構，并可在泥餅表面形成較好的水化膜，降低濾失量[5]。結合兩者的優點，將兩者在液體狀態下攪拌混合，即可形成互穿聚合物網絡[6-7]（見圖1）。該互穿聚合物網絡是兩種網狀結構在液體狀態下相互纏結而形成的一個整體，不易解脫，這是固態物質混合后所不能達到的效果。該結構不僅能懸浮大量加重材料，而且其上的官能團比例合適，使產品耐溫耐鹽能力強，符合無土相高密度飽和鹽水鉆井液的應用要求。

圖1 改性淀粉與聚合物形成互穿聚合物網絡

基于以上原理，BH-HSF的分子結構設計原則有如下幾點：①淀粉分子中含有大量的醇羥基，通過改性引入強吸水性的親水基團后，可使它成為良好的降濾失劑；②由有機硅單體合成的聚合物，側鏈含有的Si— OH鍵易與加重材料上的Si— OH鍵縮聚成Si— O— Si鍵，形成牢固的化學吸附層，形成布滿整個體系的網狀結構[8]；③側鏈上引入、— COO-水化基團，通過水化作用使加重材料表面的水化膜變厚，從而阻止加重材料顆粒之間因碰撞而聚結成大顆粒，提高了重晶石顆粒的聚結穩定性，保證了鉆井液中含有足夠的細顆粒，以形成致密的濾餅，減小濾失量。

2.2 改性淀粉與聚合物配比對BH-HSF性能的影響

將改性淀粉與聚合物按不同質量比制成的降濾失劑BH-HSF分別以4%的加量配制成無土相高密度飽和鹽水鉆井液，測定150 ℃老化16 h前后的流變性能及濾失性能，并靜置16 h后觀察硬沉情況，實驗結果見表1。由表1知，加入BH-HSF后，無土相高密度飽和鹽水鉆井液在150 ℃老化16 h前后的API濾失量均小于3.0 mL，說明BH-HSF的降濾失效果明顯；老化前后，體系的黏度、切力及API濾失量變化量均較小，靜置后也未出現硬沉現象，說明BH-HSF在150 ℃的熱穩定性強，且對加重材料的懸浮能力強，這也從側面證明了BH-HSF在鉆井液中可形成“互穿聚合物網絡”猜想的正確性；加入BH-HSF后，鉆井液體系的黏度、切力隨著改性淀粉和聚合物質量比的變化而變化，隨著改性淀粉質量比的增加，鉆井液體系的動切力和靜切力逐漸減小，體系由強凝膠狀態逐漸轉化為弱凝膠狀態。特別是當改性淀粉與聚合物質量比為7∶3時，鉆井液體系的黏度、動切力、靜切力均達到較理想的范圍，呈弱凝膠狀態，流變性實現優化，可克服當前所用體系呈強凝膠狀態、流變性優控不能解決的問題。因此，選定改性淀粉與聚合物的質量比為 7∶3。

表1 改性淀粉和聚合物質量比對鉆井液性能的影響

2.3 BH-HSF加量對鉆井液的性能影響

改變BH-HSF的加量，考察其對鉆井液體系性能的影響，結果見表2。

表2 BH-HSF加量對鉆井液性能的影響

由表2可知，隨著BH-HSF加量的增大，鉆井液體系的黏度、切力上升，API濾失量減小，當BH-HSF加量為2%～3%時，鉆井液體系的API濾失量在3～4 mL，相對偏大；而當BH-HSF加量為5%時，雖然API濾失量下降較多，但體系的黏度、切力增加幅度較大，特別是動切力和靜切力較大，體系呈強凝膠狀態，不利于現場應用。所以綜合分析，推薦BH-HSF的加量為4%。

2.4 BH-HSF抗溫性能

將加有4%BH-HSF的無土相高密度飽和鹽水鉆井液分別在不同溫度老化16 h，冷卻后高速攪拌5 min，測定流變性能和濾失性能，結果見表3。由表3可知，加入BH-HSF的鉆井液，在120 ℃和150 ℃老化16 h后，體系的黏度、切力及API濾失量變化不大，說明BH-HSF在該溫度下熱穩定性強，但當溫度升高至180℃后，體系的黏度、切力明顯下降，API濾失量增加，說明在該溫度下有部分分子鏈斷裂，對鉆井液的作用效能被破壞甚至部分失效，所以BH-HSF的抗溫為150 ℃。

表3 降濾失劑BH-HSF的抗溫能力

2.5 與同類產品性能對比

HT-Starch是伊朗N.I.S.O.C.公司現用無土相高密度飽和鹽水鉆井液降濾失劑。由于性能要求比較苛刻，目前國內外還未有替代產品。將BH-HSF和HT-Starch分別按照伊朗N.I.S.O.C.公司的測試程序進行評價，結果見表4。由表4可知，加入BH-HSF的鉆井液在150 ℃老化4 h、150 ℃老化4 h再靜置養護3 h及受地層水污染后，體系的黏度、切力及API濾失量均未發生較大變化，且無硬沉產生，說明BH-HSF在150℃時熱穩定性強，且抗鹽污染能力和對加重材料懸浮能力強；而加入HTStarch的鉆井液經150 ℃老化后，體系的黏度、切力的變化幅度大于加入BH-HSF的鉆井液，特別是有硬沉產生，說明HT-Starcn高溫穩定性、抗鹽污染能力及對加重材料的懸浮能力不如BH-HSF；加入地層水后，鉆井液基液體積約402.5 mL，按上表數據計算，BH-HSF抗Ca、Mg達4000 mg/L，滿足石膏層、鹽膏層和高壓鹽水層的抗鹽要求。

表4 加入地層水前后不同降濾失劑在鉆井液中的性能

2.6 與其他鉆井液處理劑的配伍性

中國石油長城鉆探工程有限公司在伊朗某油田采用無土相淀粉聚合物飽和鹽水鉆井液，改善了鉆井液的流變性，減緩了地層鈣離子對鉆井液性能的影響，取得了較好的經濟效益[9]。該體系的配方為：400 mL水+0.2%NaOH+25%NaCl+5%改性淀粉+0.5%泥頁巖抑制劑K-inhib+0.4%流型調節劑PAC-LV+1.5%抗高溫降濾失劑SPF-2+500 g重晶石+300 g 鐵礦粉。

該配方中，以改性淀粉和抗高溫降濾失劑SPF-2作為復合降濾失劑。參照該配方，以4%BH-HSF替代4%改性淀粉。由于室內缺少抗高溫降濾失劑SPF-2和泥頁巖抑制劑K-inhib，分別用同類產品Driscal D、Soltex替代?？紤]到Driscal D的增黏效應，將其用量由1.5%調整為0.5%。對所形成的無土相高密度飽和鹽水鉆井液性能進行評價，并與原文獻中的數據對比，其結果見表5。由表5可知，以BH-HSF為主降濾失劑的無土相高密度飽和鹽水鉆井液，在150 ℃老化16 h前后，體系的黏度、切力及API濾失量均未出現較大變化，且靜置后無硬沉產生，說明BH-HSF與其他鉆井液處理的配伍性與協同作用良好；與長城鉆探的配方相比，加入BH-HSF的鉆井液黏度、API濾失量略偏高，但動切力和靜切力偏低，體系呈弱凝膠狀態，可克服強凝膠狀態流變性優控不能解決的缺點，更適用于現場應用。

表5 BH-HSF與其他鉆井液處理劑的配伍性

3 結論

1. 研制出無土相高密度飽和鹽水鉆井液用降濾失劑BH-HSF，該降濾失劑抗溫可達150 ℃，抗Ca、Mg可達4000 mg/L，API濾失量低于4.0 mL，對加重材料的懸浮能力強，靜置無硬沉，并可優化體系流變性，克服現用鉆井液流變性優控不能解決的缺點。

2. 與伊朗N.I.S.O.C.公司現用國際先進的無土相高密度飽和鹽水鉆井液降濾失劑HT-Starch相比，BH-HSF熱穩定性、抗鹽污染能力和對加重材料懸浮能力均較強，符合伊朗N.I.S.O.C.公司使用要求，達到國際領先。

3. BH-HSF在無土相高密度飽和鹽水鉆井液體系中與其他處理劑配伍性良好，協同作用良好。