抗高溫硅酸鹽鉆井液體系室內研究

陸玉亮 趙遠遠 周姍姍

摘? ? ? 要： 硅酸鹽鉆井液在解決井壁失穩問題具有突出優勢，但目前對硅酸鹽鉆井液體系在高溫條件下的研究較少，制約著硅酸鹽鉆井液體系的推廣應用。通過硅酸鹽、高溫流變調節劑、降失水劑及pH穩定劑等單劑的篩選，最終確定硅酸鹽鉆井液體系配方，并進行了性能評價。結果表明：所研究的硅酸鹽鉆井液體系可以抗170 ℃高溫，體系流變及高溫高壓失水均可滿足需求;體系具有較好的抗鉆屑、海水及鹽污染的能力，侵污前后流變相差不大;該硅酸鹽鉆井液體系具有較好的抗溫性能和抗搬土污染性能。

關? 鍵? 詞：抗高溫;硅酸鹽鉆井液;井壁失穩;抗污染

中圖分類號：TE 254? ? ? ?文獻標識碼： A? ? ? ?文章編號： 1671-0460（2019）09-1998-04

Abstract： Silicate drilling fluid has outstanding advantages in solving the problem of wellbore instability. However， there are few studies on silicate drilling fluid system under high temperature conditions， which restricts the popularization and application of silicate drilling fluid system. Through the screening of single agents such as silicate， high temperature rheology modifier， fluid loss reducer and rheological stabilizer， the formula of silicate drilling fluid system was finally determined and the performance was evaluated. The results showed that the silicate drilling fluid system could resist high temperature of 170 °C， and the system rheology and high temperature and high pressure water loss met the drilling demand. It could resist 15% of soil pollution， and the rheology before and after pollution was not much different. The silicate drilling fluid system has good temperature resistance and resistance to soil contamination.

Key words： High temperature resistance; Silicate drilling fluid; Wellbore instability; Anti-pollution

井壁穩定問題是油氣田鉆井過程中，最常見的問題。硅酸鹽鉆井液在穩定井壁上具有突出優點。何恕等發表的文章《利用壓力傳遞實驗技術評價硅酸鹽鉆井液井壁穩定性能》中，采用井壁穩定物化-力學耦合模擬實驗裝置，通過測定用鉆井液處理后泥頁巖滲透率及單透膜系數評價硅酸鹽鉆井液，結果表明硅酸鹽鉆井液具有很強的穩定井壁的能力，且穩定井壁的能力隨時間延長而增強[1]。張金波等發表的文章《KCl/硅酸鹽鉆井液體系在蘇丹6區的成功應用》成功提高了井壁穩定性，降低了鉆井液密度，降低了鉆井成本[2]。硅酸鹽優異的抑制性及穩定井壁的特點，使國內外對硅酸鹽鉆井液進行了大量的研究，但目前硅酸鹽體系在高溫條件下的研究較少，文獻資料顯示硅酸鹽鉆井液研究最高溫度為150 ℃[4-7]，另外硅酸鹽鉆井液的流變控制及濾失量控制一直制約著其推廣[4-9]。為了滿足高溫深井的需求，室內對硅酸鹽鉆井液所用硅酸鹽、高溫流變調節劑、降失水劑及流變穩定劑等單劑進行篩選，解決硅酸鹽鉆井液的流變及濾失量控制問題，建立一套可抗170 ℃高溫的硅酸鹽鉆井液體系。

1抗高溫硅酸鹽鉆井液體系構建

室內構建了密度為1.25 g/cm3，性能滿足鉆井要求的硅酸鹽鉆井液體系。基本配方如下：淡水+0.3%NaOH+0.3%PAC-LV+0.1%XC+2.5%封堵劑+2.5%降失水劑1+2%降失水劑2+3%硅酸鹽+3%pH穩定劑+1%高溫流變調節劑+重晶石（加重到所需密度）。實驗從硅酸鹽鉆井液所用降濾失劑、硅酸鹽濃度及pH穩定劑對體系性能影響進行評價。

1.1? 降濾失劑加量變化對體系性能影響

鉆井過程中，鉆井液濾液侵入地層泥頁巖水化膨脹，嚴重時導致井壁失穩及各種井下復雜情況。雖然硅酸鹽鉆井液濾液侵入可與低pH值的地層水反應生成凝膠，起到封堵地層孔喉及微裂縫作用[10]，但綜合考慮鉆井過程中對濾餅質量及安全鉆井要求，其濾失量不宜過大。室內優選出聚合物類降濾失劑1，并進行評價結果如表1。

從表1可以看出，隨著降濾失劑1加量增大，鉆井液黏度切力逐漸增加，濾失量逐漸降低，當加量為2%時，流變性及失水量均較好，推薦降濾失劑1加量為2%即可。

1.2? 硅酸鹽加量對體系性能影響

為了評價硅酸鹽加量對硅酸鹽鉆井液體系性能影響，室內對優選出的硅酸鹽加量進行評價。從表2中可以看出，硅酸鹽加量為6%時，硅酸鹽鉆井液體系高溫高壓失水相比5%硅酸鹽加量增加22 mL，同時體系粘切隨硅酸鹽加量增多降低，綜合考慮硅酸鹽鉆井液抑制性對硅酸鹽濃度的要求，推薦現場應用硅酸鹽有效含量應在3%～5%之間為宜。

1.3? pH穩定劑對體系性能影響

針對硅酸鹽溶液在不同pH值條件下會有不同狀態，室內評價了不同pH條件下，3%的硅酸鹽溶液的狀態，在室溫條件下，當pH=10.7時，放置24 h后，溶液由清澈變渾濁，繼續降低pH值，硅酸鹽溶液開始形成凝膠;在高溫條件下，硅酸鹽更易形成凝膠。所以硅酸鹽鉆井液在使用過程中需要保證pH值至少大于11.0。

1.3.1pH值對體系性能影響

滾后pH值為10.04時，熱滾后開罐較稠，流態較差，分析認為pH降低后，硅酸鹽以原硅酸或低聚硅酸的形式聚集析出，形成凝膠結構，但高速攪拌后，破壞凝膠結構，粘切從流變數據來看雖然明顯增稠但依然可控;pH值為11.21時，粘切可滿足鉆井需求，隨著pH升高當其達到12.97時，體系粘切降低，攜砂性變差，推薦硅酸鹽鉆井液pH控制在11～12之間（表3）。

1.3.2? pH穩定劑加量對體系性能影響

為了保持鉆井液中pH始終高于11，室內優選的RheSTAB pH穩定劑，降低鉆井過程中因鉆屑侵入等原因導致的pH降低。

從表4可以看出，加入3% RheSTAB后，體系滾前滾后pH差值僅為0.3，比不加的降低了0.83，表明硅酸鹽體系中加入pH穩定劑能有效的穩定體系pH值，降低體系在作業過程中因pH值降低而造成流變性難以控制的風險。

2? 抗高溫硅酸鹽鉆井液體系性能評價

2.1? 硅酸鹽鉆井液抗溫性能評價

室內評價了硅酸鹽鉆井液體系抗溫性能，從上表5可以看出，隨著熱滾溫度升高，體系粘切有所降低，當熱滾溫度達到170 ℃時，體系依然具有較好的流變性，表明該硅酸鹽鉆井液具有較好的抗溫性能，可滿足鉆井需求。

2.2? 鉆井液抗污染能力評價

2.2.1? 不同鉆屑加量對體系性能影響

為模擬實際鉆井過程中，鉆屑侵入鉆井液體系對其影響，室內分別在硅酸鹽鉆井液體系中添加5%、10%、15%現場鉆屑進行污染評價，從表6可以看出，在加入15%的鉆屑后，體系粘切雖有一定增加，但依然在可控范圍內，體系pH值在鉆屑污染情況下始終穩定在11以上，具有較好的抗鉆屑污染能力，可以滿足鉆井需求。

2.2.2? 不同海水加量對體系性能影響

在海上應該過程中，鉆井液體系中可能侵入海水，室內分別在硅酸鹽鉆井液體系中添加5%、10%、海水進行污染評價，從上表7可以看出，在加入10%的海水后，體系粘切只有輕微降低，體系pH值在鉆屑污染情況下始終穩定在11以上，具有較好的抗海水污染能力，可以滿足鉆井需求。

2.2.3? 不同NaCl加量對體系性能影響

室內分別在硅酸鹽鉆井液體系中添加5%、10%NaCl進行鹽污染評價，從表8可以看出，在加入10%NaCl后，體系依然具有較好的粘切，表明該體系具有較好的抗鹽污染能力。

2.3? 抑制性、潤滑性能評價

實驗室采用熱滾動回收率評價硅酸鹽鉆井液體系抑制性能，在不加入KCl、聚胺的情況下，回收的露頭土棱角分明，滾動回收率高達98.2%，表明硅酸鹽鉆井液體系具有優異的性能。

在鉆井過程中，若鉆開液潤滑性不好，會影響鉆井扭矩和阻力及鉆具摩損，潤滑性對減少卡鉆等井下復雜情況，保證安全、優質、快速鉆進起著至關重要的作用。室內評價了潤滑劑HLUB對體系性能的影響，從9可以看出，隨著潤滑劑HLUB的增加，體系流變性能基本無變化，但摩阻明顯降低。根據現場實際情況，推薦加入2%的HLUB。

3? 結 論

（1）硅酸鹽鉆井液體系配方：淡水+0.3%NaOH+0.3%PAC-LV+0.1%XC+2.5%封堵劑+2.5%降失水劑1+2%降失水劑2+3%硅酸鹽+3%pH穩定劑+1%高溫流變調節劑+重晶石（加重到所需密度）。

（2）該硅酸鹽鉆井液體系具有良好的抗污染能力;良好的抑制性、潤滑性及較好的抗溫性能，高溫條件下通過補加一定材料，可抗170 ℃高溫。

（3）硅酸鹽加量會嚴重影響硅酸鹽鉆井液控制，推薦體系加量以3%～5%為宜。

（4）pH值是影響硅酸鹽存在形式的主要因素，在實際應用過程中必須保證pH>11。

參考文獻：

[1]何恕，鄭濤，敬增秀，等.利用壓力傳遞實驗技術評價硅酸鹽鉆井液井壁穩定[J]. 鉆井液與完井液， 2001，18（6）：10-13.

[2]張金波，范維旺，寧軍明，等.KCl/硅酸鹽鉆井液體系在蘇丹6區的成功應用[J]. 鉆井液與完井液， 2007，24（6）：81-83.

[3]王書琪， 梁大川， 何 濤， 等. 降低地層坍塌壓力增加幅度的鉆井液技術[J]. 鉆井液與完井液， 2008，25（3）：22-24.

[4]孟麗艷， 黃 寧， 張麒麟. 硅酸鹽鉆井液體系的研究進展[J]. 精細石油化工進展， 2012，13（12）：37-38.

[5]Duncan J， McDonald M. Exceeding Drilling Performance and environmental requirements with potassium silicate based drilling fluid[C]. SPE 86700-MS， 2004.

[6]梁大川， 羅平亞， 劉向君， 等. 鉆井液處理劑及體系對泥頁巖坍塌壓力的影響研究[J]. 鉆采工藝， 2011，34（2）：83-84.

[7]吳靖，王昌軍， 由福昌.納米技術在鉆井液和儲層保護中的應用[J]. 當代化工，2018，47（1）：140-143.

[8]孫玉學， 楊婧娜， 朱紅. 硅酸鹽鉆井液室內評價與研究[J]. 科學技術與工程，2010，10（25）：6068-6270.

[9]汪傳偉， 李? 皋， 嚴俊濤， 等. 川南硬脆性頁巖井壁失穩機理實驗研究[J]. 科學技術與工程，2012，12（30）：8012-8014.

[10]羅健生， 徐紹成， 王雪山， 等. 硅酸鹽鉆井液對泥頁巖地層井眼穩定性影響研究[J]. 鉆井液與完井液， 2006，23（2）：18-20.