強抑制強封堵深水鉆井液的制備與性能評價*

都偉超，孫金聲，蒲曉林

（1.西安石油大學化學化工學院，陜西 西安 710065；2.中國石油集團工程技術研究院有限公司，北京 102206；3.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東 青島 266580；4.油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室（西南石油大學），四川 成都 610500）

0 前言

國務院《國家中長期科學和技術發展規劃綱要（2006-2020）》對海洋資源的有效開發利用做出了明確闡述，深水鉆井是全球為緩解能源危機未來發展的一個必然趨勢。深水鉆井技術難度大、風險高，對鉆井液性能要求極高，但我國深水鉆井液技術尚不成熟。我國南海海域蘊藏著巨大的油氣資源，海洋深水油氣資源的高效鉆探開采是我國石油工業可持續發展的重要保障［1］。從海平面到海床深部，鉆井液需經歷一段較寬的溫度范圍，溫度在海床上甚至會降至3數4℃。低溫條件下鉆井液黏度和切力會大幅度上升，此時循環阻力變大，油基鉆井液甚至會明顯出現凝膠現象，因此要求鉆井液體系不僅具有耐高溫性，還要求其在低溫下能保持較好的流變性。由于海床特殊的壓實方式，深水底部地層膠結性較差，易漏、井壁失穩較易發生，因此對深水鉆井液抑制和封堵性都提出了較高要求［2-3］。深水鉆井所用鉆井液體系有油基鉆井液、合成基鉆井液和水基鉆井液等［4-7］。這些鉆井液在低溫和高溫下的流變性難以調節，黏土水化抑制性能和封堵特性仍待提高。聚合物抗溫性能隨分子量的升高而逐漸降低。隨著勘探開發向更深、更復雜的地層發展，抗溫及抑制性良好的低聚物型抑制劑的研發具有良好的發展前景［8］。

近年來，隨著非常規油氣資源及復雜油氣藏開發的不斷進行，對井壁穩定性的研究成為熱點和難點［9］。為解決深水鉆井液高-低溫下流變性難以控制和抑制、封堵性能不足及抗溫能力差等問題，以烯丙基磺酸鈉（AS）、三羥乙基烯丙基溴化銨（THAAB）和甲基丙烯酸甲酯（MMA）為原料制得多羥基低聚物黏土水化抑制劑PDWC。PDWC 的特點是分子量不高，對鉆井液體系流變性影響不大；其含有的大量羥基可保證該劑牢固的吸附并包被于黏土表面達到抑制效果，同時羥基可降低水相冰點，調節鉆井液體系在低溫下的流變性。通過在常規水基鉆井液配方中加入0.7%PDWC和10%KCl，得到性能穩定的強抑制強封堵深水鉆井液體系。研究了強抑制強封堵深水鉆井液的封堵性、潤滑性和抗溫抗鹽性。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

KCl，MgCl2、CaCl2、NaCl、NaHCO3、Na2SO4、NaOH、Na2CO3、烯丙基磺酸鈉（AS）、甲基丙烯酸甲酯（MMA）、異丙醇、K2S2O8、NaHSO3，分析純，成都科龍化工試劑廠；三羥乙基烯丙基溴化銨THAAB，自制；紅土顆粒取自于四川南充市嘉陵江邊；鈉基膨潤土（Na-MMT），新疆夏子街膨潤土有限公司；鉆井液用重晶石BaSO4，安康市漢濱區東香礦業公司；實驗所用常規鉆井液基礎配方：2.5%海水土漿+0.2% NaOH+0.2% Na2CO3+0.5% PF-PLUS+0.5%PF-PAC-LV+2% PF-SMP-2+2% PF-TEX+1%PF-Lube+3.0% PF-QWY+0.1% PF-XC（BaSO4加重），配方中所用鉆井液處理劑全部由中海油田服務股份有限公司提供。

Prestige-21 型傅里葉紅外光譜儀，北京瑞利分析儀器公司；Alliance e2695 型凝膠滲透色譜儀，美國沃特斯公司；STA449F3 型TG-DSC 綜合熱分析儀，德國Netzsch公司；HTD-D6S數顯六速旋轉黏度計，青島恒泰達機電設備有限公司；CPZ-2型雙通道常溫常壓膨脹儀、BRGL-7型滾子加熱爐、EP-2型極壓潤滑儀，青島同春石油儀器有限公司；可視中壓砂管裝置，自制。

1.2 實驗方法

（1）PDWC 的制備。控制單體總加量為50%，準確稱取0.4 g AS 溶于去離子水并置于三口燒瓶中，通氮排氧10 min；依次加入0.4 g THAAB、0.2 g MMA 和0.05 g 鏈轉移劑異丙醇，再迅速加入0.02 g K2S2O8和NaHSO3并密封；混合溶液在70℃下聚合反應6 h 后，經無水乙醇充分洗滌，傾倒、過濾掉乙醇后置于65℃真空烘箱中24 h后制得多羥基低聚物黏土水化抑制劑PDWC。合成路線如圖1所示［10］。

圖1 PDWC的合成路線

（2）PDWC 分子量分布。取最佳反應條件下所得產物，采用凝膠色譜儀測定聚合物的相對分子質量。測定條件為：以三氯苯為流動相，流量為1 mL/min，色譜柱溫度為150℃

（3）鉆井液抑制性評價。室內采用四川紅土滾動回收率和鈉蒙脫土的常溫常壓線性膨脹實驗來評價深水鉆井液體系的抑制性。線性膨脹所用人造巖心的制備方法如下：取10±0.1 g在105℃下烘干的100目（0.15 mm）Na-MMT裝于測桶中，在壓力機上以5 MPa壓力壓實5 min后制得厚度為12.05 mm的巖心，測試高度設定為25 mm，時間記錄步長設置為2 s，實驗時間16 h。濾液為常溫常壓濾失實驗后所得。鉆屑滾動回收實驗步驟為：稱取50.0 g 烘干的6數8目（3.35數2.36 mm）四川紅土鉆屑于高溫老化罐內，加入350 mL待測溶液，100℃下熱滾16 h后取出，鉆屑經自來水小心淋洗并過40目（0.425 mm）篩，在（105±3）℃下烘干至恒重，稱重并計算回收率。

（4）鉆井液體系的封堵性能。采用可視中壓砂管實驗考察鉆井液體系的封堵性能，實驗步驟如下［11］：在可視中壓砂管底部放上濾紙，將20數40 目（0.85數0.425 mm）的砂子烘干后密實平裝于砂管中制成模擬砂床，將350 mL鉆井液緩慢倒在砂床上并快速加壓至0.69 MPa，30 min 后測量鉆井液在砂床內的侵入深度。

（5）模擬海水的配制。為了盡量接近現場，室內實驗采用模擬海水。在自來水中加入8.7 g/L MgCl2、1.1 g/L CaCl2、27.2 g/L NaCl、0.1 g/L KCl、0.2 g/L NaHCO3、0.6 g/L Na2SO4，混合均勻。

（6）2.5%海水土漿的配制。準確量取3 L 模擬海水，加入 3 g NaOH 和 6 g Na2CO3，攪拌 10數 15 min 后，加入1 L 已充分預水化的10%土漿，攪拌20數30 min后，放置陳化24 h后使用。

2 結果與討論

2.1 PDWC的結構表征

PDWC 的紅外光譜圖（圖2）中，3360 cm-1附近的強烈吸收峰為THAAB 中—OH 的伸縮振動吸收峰；1750 cm-1附近為C=O 基伸縮振動吸收峰，1040和1070 cm-1附近的吸收峰為—SO3的伸縮振動吸收峰，表明烯丙基磺酸鈉參與了共聚；1400和960 cm-1處為THAAB 中銨離子的特征伸縮振動吸收峰；1160 和1066 cm-1為C—O—C 的彎曲振動吸收峰，說明聚合物含有酯基。PDWC 中含有各單體的特征官能團吸收峰，表明AS、THAAB和MMA成功發生了共聚反應生成了目標產物。

圖2 PDWC與各共聚單體的紅外光譜圖

PDWC 的分子量分布如圖3所示。3 次平行實驗所測的分子量分布相似，相對分子質量約為2.2×104。PDWC具有相對較小的相對分子質量，因此對鉆井液體系流變性的影響較小。由PDWC 的熱重分析曲線（圖4）可見，在288℃附近出現波谷，此即聚合物開始劇烈分解的溫度點，表明PDWC具有較好的抗溫效果。

圖3 PDWC分子量分布

圖4 PDWC的熱重分析曲線

2.2 強抑制強封堵深水鉆井液配方優化

常規鉆井液（基礎配方）在100℃下熱滾16 h前后的流變性能見表1。該基礎配方鉆井液受溫度（5數25℃）影響較大，較低的溫度下鉆井液的流變性難以滿足深水鉆井需要。因此，需要對該鉆井液體系配方進行優化。

表1 常規鉆井液100℃下熱滾16 h前后的流變性能*

2.2.1 KCl加量對鉆井液表觀黏度的影響

電解質和羥基類物質加入膠體溶液中，會破壞水液相和氣相間的轉化平衡，即導致水的飽和蒸汽壓下降，進而導致溶液凝固點降低。同理，在鉆井液中添加無機鹽類理論上可降低其冰點，從而保持鉆井液在低溫下的優異流變性。研究表明，在深水鉆井中鉆遇至淺層氣地層時易形成天然氣水合物，在鉆井液中添加無機鹽類還可抑制天然氣水合物的生成。因此通過添加KCl，理論上可解決低溫下鉆井液流變性變差的問題。在上述基礎鉆井液體系中加入不同濃度的KCl，熱滾后的表觀黏度見圖5。相對于基礎配方，隨著KCl加量的增大，在相同測試溫度下鉆井液的表觀黏度逐漸變小。當KCl加量為10%和15%時，鉆井液體系在5℃下的表觀黏度分別為36 mPa·s和38 mPa·s，二者相差不大。考慮到現場施工中的鉆井液成本問題，KCl適宜的加量為10%。

圖5 KCl加量對鉆井液表觀黏度的影響

2.2.2 抑制劑對鉆井液表觀黏度的影響

鉆井液中加入黏土水化抑制劑可有效防止井壁坍塌，節約鉆井成本并縮短鉆井周期。在加有10%KCl的鉆井液基礎配方中，不同類型、不同量的抑制劑對鉆井液體系表觀黏度的影響如圖6所示。不同類型抑制劑對鉆井液體系均具有不同程度的增黏作用。其中固體聚合醇PF-GJC 和聚醚胺PF-UHIB 在5℃時對體系的增黏作用較明顯，此時體系的表觀黏度已達到55 mPa·s 以上。由于羥基類物質可降低水相冰點，進而調節鉆井液在低溫下的流變性。PDWC含有大量羥基，可以保證鉆井液在低溫下有良好的懸浮能力。當PDWC 加量為0.5%數1.0%時，鉆井液體系的表觀黏度可降至45 mPa·s 以下，此時鉆井液流變性較好且具較強懸浮能力，適于深水鉆井作業。

圖6 抑制劑對鉆井液表觀黏度的影響

2.2.3 抑制劑對鉆井液抑制性的影響

當PDWC在水溶液中加量為2.0%時，鈉基膨潤土所制得人造巖心的常溫常壓線性膨脹高度為6.7 mm，紅土鉆屑滾動回收率為91.6%。不同抑制劑對鉆井液抑制性的影響見表2。添加不同抑制劑后，鉆井液的抑制性均有提高。PF-GJC 可通過羥基牢固的吸附并包被于鉆屑表面，從而有效防止鉆屑水化分散，表現出良好的黏土水化抑制特性。含2.0%PF-GJC鉆井液體系中鉆屑的滾動回收率已由基礎配方的52.3%增至73.4%。PF-UHIB 可插層于黏土晶層間，拉近晶層間距，從而有效抑制鉆屑水化膨脹，表現出一定的抑制特性。含PF-UHIB鉆井液體系中，鉆屑的滾動回收率和線性膨脹高度分別為69.3%和2.9 mm。PDWC是相對分子質量為2.2×104的多羥基聚合物，可包裹在鉆屑表面形成一層疏水的水化膜，防止鉆屑水化膨脹和分散的同時，還可排斥接近于鉆屑的水，從而達到良好的抑制效果［12-13］。當PDWC加量超過0.7%后，鉆井液體系的抑制性變化較小。在該深水鉆井液體系中PDWC的適宜加量為0.7%。

表2 不同抑制劑對鉆井液抑制性的影響*

綜上，強抑制強封堵深水鉆井液體系的最佳配方為：2.5%海水土漿+0.2% NaOH+0.2% Na2CO3+0.5% PF-PLUS+0.5% PF-PAC-LV+2% PF-SMP-2+2% PF-TEX+0.7% PDWC+10.0% KCl+1%PF-Lube+3.0% PF-QWY+0.1% PF-XC（BaSO4加重至1.1 g/cm3）。該鉆井液體系的流變性能如表3所示。

表3 強封堵強抑制深水鉆井液體系流變性能

2.3 強抑制強封堵深水鉆井液體系綜合評價

2.3.1 抗溫性

在深水鉆井中，鉆井液要經歷一個低溫到高溫的過程，深水鉆井液體系不僅要在低溫下保持良好的流變性，還需一定的抗溫能力［14］。強抑制強封堵深水鉆井液體系在80、100和120℃熱滾16 h后的性能參數見表4。隨著熱滾溫度的上升，強抑制強封堵深水鉆井液體系的流變性能變化不大。尤其在低溫（5℃）下體系的黏度均較穩定，可以滿足深水鉆井的需要。80℃熱滾16 h后的濾失量稍大，此溫度下體系中降失水劑的高分子鏈尚未完全舒展，未起到良好的護膠作用。

表4 溫度對強封堵強抑制深水鉆井液體系性能的影響*

2.3.2 抗鹽性

在鉆井過程中鉆井液常會遇到鹽侵、鈣侵和鉆屑等無用固相的入侵，尤其在深水鉆井中對鉆井液的低溫流變性要求較高的情況下，更應考查鉆井液的抗鹽性能。NaCl 對深水鉆井液體系性能的影響見表5。隨著鹽加量的增大，深水鉆井液體系的黏度稍有升高，失水量雖稍有增加但仍小于5 mL。由于NaCl具有很強的水化能力，會奪取鉆井液中處理劑高分子的表面水化層，使高分子發生失水、凝集沉淀現象，從而喪失降失水功能。NaCl 加量為6%數8%時，鉆井液體系各項指標均在接受范圍之內，可用于深水鉆井作業。

2.3.3 潤滑性

用極壓潤滑儀測得強抑制強封堵深水鉆井液體系的潤滑系數為0.0651，遠小于油基鉆井液的0.3數0.9。該體系的潤滑性能良好。

表5 NaCl對深水鉆井液體系性能的影響*

2.3.4 封堵性

鉆井液體系進入砂管30 min后，在模擬砂床里的侵入深度僅為4 cm，封堵性能優良。該鉆井液體系可依靠PF-QWY 的架橋作用封堵模擬砂床的較大空隙［13］，其次可利用封堵劑PF-TEX 和PF-SMP-2封堵次級空隙，三者的協同封堵作用極大地增強了鉆井液的封堵性能。

3 結論

以烯丙基磺酸鈉（AS）、三羥乙基烯丙基溴化銨（THAAB）和甲基丙烯酸甲酯（MMA）為原料制得的多羥基低聚物黏土水化抑制劑PDWC 具有較低的相對分子質量、較強的抗溫能力和良好的抑制性。在常規鉆井液中添加10%KCl 和0.7%PDWC 得到的強抑制強封堵深水鉆井液體系（BaSO4加重至1.1 g/cm3）具有良好的抑制和封堵性能、較好的抗溫和抗鹽能力，其低溫流變性和潤滑性能良好，可應用于深水鉆井工程。