基于低凝固點柴油的高密度油基鉆井液體系構建及性能*

葉 成，徐生江，魯鐵梅，周澤南，謝龍龍，谷 文，劉星雨，馬 超

（1.中國石油天然氣股份有限公司新疆油田公司工程技術研究院，新疆克拉瑪依8 340002；2.長江大學石油工程學院，油氣鉆采工程湖北省重點實驗室，湖北武漢 430100）

0 前言

準噶爾南緣山前已鉆的地層主要有第四系（Q），新近系獨山子組（N2d）、塔西河組（N1t）、沙灣組（N1s）、安集海河組（E2-3a）、紫泥泉子組（E1-2z）、白堊系吐谷魯群（K1tg）以及侏羅系［1］，其中復雜井段主要存在于第三系安集海河組、紫泥泉子組地層［2-3］，安集海河組地層和紫泥泉子組地層閉合壓力低，地層壓力高，實鉆鉆井液密度普遍在2.3～2.5 g/cm3之間，安全密度窗口窄，井漏頻繁［4-5］，且地層含有大段膏泥巖，易發生水化膨脹和分散，造成卡鉆等復雜事故。高密度油基鉆井液因其本身優異的性能已成為該地區復雜層段首選體系，目前高密度油基鉆井液采用0＃柴油或者白油作為基油，而0＃柴油和5＃白油的凝固點分別為-4 ℃和10 ℃，一般要求溫度在25 ℃以上才能配制性能優良的油基鉆井液，但準噶爾盆地南緣地區冬季部分時段地面環境溫度較低，甚至低至-40 ℃，低溫環境不僅給0＃柴油和5＃白油基油基鉆井液的配制造成一定的困難，而且在地面低溫環境下鉆井液的流變性受溫度影響較大。為了解決低溫環境鉆井液的配制困難，增加油基鉆井液的應用時間范圍，保證低溫環境鉆井液性能的穩定性，本文在現場用0＃柴油油基鉆井液材料及配方的基礎上，采用低凝固點（-38 ℃）的-35＃柴油為基油，通過調整體系的乳化劑、潤濕劑及有機土等材料的組成，構建一種適應低溫環境（低至-10 ℃）的-35＃柴油基高密度（密度達2.5 g/cm3）油基鉆井液體系。評價該體系在低溫（-10～-2 ℃）和高溫（180 ℃）條件下的流變性及體系的抗污染、封堵性能。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

0＃和-35＃柴油，中國石油武漢蔡甸大街加油站及中國石油克拉瑪依勝利加油站；主乳化劑HIEMUL-1、輔乳化劑HZCOMAT-2、潤濕劑HZCOT，中國石油川慶鉆探工程公司；有機土HFGEL-120，浙江豐虹新材料有限公司；氧化瀝青FC-TROL150，廣漢福克科技有限公司等；重晶石加重劑，密度4.3 g/cm3，中國石油集團鉆井工程技術研究院；提切劑HSV-4、封堵劑FD-F、碳酸鈣（600 目）、石墨粉、成膜劑XLX，湖北漢科新技術股份有限公司；油溶性膨脹堵漏劑DTMP，實驗室研制。

ZNN-D6 型六速旋轉黏度計、GRL-BX3 型熱滾爐、ZNS-2型中壓濾失儀、DWY-2型破乳電壓儀、FA型無滲透濾失儀、HDF-1 型高溫高壓濾失儀、QD-2型堵漏儀，青島海通達專用儀器有限公司；SYY-2型超低溫鉆井液性能綜合評價裝置，青島夢創專用儀器有限公司；DW-YW110A型低溫醫用冰柜，中科美菱低溫科技股份有限公司。

1.2 實驗方法

參照國家標準GB/T 29170—2012《石油天然氣工業鉆井液實驗室測試》［6］，在高溫（180 ℃和120 ℃）條件下測定鉆井液的流變性能及穩定性。在常溫及低溫條件（25 ℃至-10 ℃）下鉆井液的性能測試方法如下：先將鉆井液置于SYY-2型超低溫鉆井液性能綜合評價裝置的樣品冷凍室，通過低溫控制室控制系統的測試溫度，達到要求溫度后將樣品置于性能測試室并關閉測試室，從儀器外部的操作按鈕分別進行其流變性及失水性能測試，評價方法仍采用前述標準進行。采用改進的高溫高壓濾失儀（模擬縫板寬度為0.5 mm），控制壓差從0.75 MPa 到7.0 MPa 逐漸升壓的方式，計量濾失量和濾失時間，觀察漏失現象，評價鉆井液的封堵性能。

2 結果與討論

2.1 0＃柴油與-35＃柴油基鉆井液體系性能對比

考慮到準噶爾南緣前期鉆遇復雜地層采用的0＃柴油基鉆井液體系性能優良，鉆井液材料現場應用廣泛，首先直接采用-35＃柴油代替油基鉆井液中的0＃柴油，配制成高密度油基鉆井液，高密度油基鉆井液配方為：0＃（-35＃）柴油+3%主乳化劑HIEMUL-1+0.2%輔乳化劑HZCOMAT-2+4%潤濕劑HZCOT+0.4%有機土HFGEL-120+3%降濾失劑FC-TROL150+1.5%氧化鈣+1%成膜劑XLX +重晶石，加重至2.50 g/cm3，油水比95∶5，水相為25%CaCl2溶液，密度為2.5 g/cm3。不同溫度0＃（-35＃）柴油基油基鉆井液的性能見表1和表2。從表1可見，0＃柴油基鉆井液體系隨溫度（180～0 ℃）的逐漸降低，其表觀黏度、塑性黏度、動切力逐漸上升，破乳電壓穩定，高溫（180～120 ℃）高壓濾失量大于常溫常壓濾失量，溫度（25～0 ℃）繼續降低，兩者濾失量基本一致。溫度由180 ℃降至15 ℃時，流變參數雖然有所增加但變化幅度不大；但當溫度由10 ℃降至0 ℃時，表觀黏度、塑性黏度、動切力上升幅度較大，已不能滿足工程需要；而當溫度低于-2 ℃后，鉆井液稠度過大，流變參數已完全無法測量。0＃柴油中正構烷烴和異構烷烴所占比例約90%，這種高度異構化的簡單烷烴在低溫條件下分子間力增加，分子聚集，增加了0＃柴油的黏度，最終導致鉆井液黏度急劇增加［7-8］。宏觀表現為0＃柴油基體系在0 ℃以下時接近油相凝固點，分散性變差，同時較低的溫度使得油基鉆井液中油包水的乳液破壞，部分基油析出結蠟凝固，使得鉆井液體系中微顆粒水相及降濾失劑等其他固相不能充分溶解乳化，導致鉆井液的流變性明顯變差［9-10］。

表1 不同溫度下0＃柴油基鉆井液性能

表2 不同溫度下-35＃柴油基油基鉆井液性能

從表2 可見，采用-35＃柴油為基油的油基鉆井液體系隨溫度的降低，表觀黏度，塑性黏度逐漸增加，溫度由5 ℃降至-10 ℃時，表觀黏度、塑性黏度、動切力及靜切力變化幅度不大，動切力保持在6～9之間，說明采用-35＃柴油為基油的油基鉆井液在低溫條件下性能穩定。這是因為-35＃柴油中含有聚合物降凝劑，可降低柴油的凝固點，從而使鉆井液在低溫條件下具有良好的流動性。但體系在180 ℃及120 ℃熱滾后表觀黏度和塑性黏度大幅下降，切力也大幅下降，整個鉆井液體系變稀，高密度條件下的懸浮性能變差，沉降現象明顯，不能適應高密度油基鉆井液抗溫性能的要求。這可能是由于-35＃柴油中含有的具有長鏈結構的抗凝劑在高溫作用下存在部分的卷曲或者斷鏈，破壞了油基鉆井液形成的網絡結構，從而導致鉆井液的黏度和切力下降［11-14］。

2.2 高密度低凝固點油基鉆井液體系性能調控

以-35＃柴油為基油的鉆井液在高溫條件下性能無法滿足工程需求，需要進一步提高體系在高溫條件下的懸浮攜砂性能，提高油基鉆井液的塑性黏度和動切力。通過提高有機土加量、增加乳化劑加量、適當添加提切劑可以提高鉆井液的網狀交聯結構的強度［15-16］。經過大量的實驗優化，提出在原配方為基礎，增加0.2%提切劑HSV-4，將主乳化劑加量從3%提高到3.2%、輔乳化劑加量從0.2%提高到0.4%，重點考察有機土加量變化（0.4%增加到1.0%）對體系流變性的影響。低溫條件下，有機土加量對鉆井液的表觀黏度、塑性黏度和動切力的影響分別見圖1—圖3，180℃熱滾24 h后，不同有機土加量鉆井液的表觀黏度、塑性黏度和動切力見圖4。從圖1—圖3 可見，對于有機土加量確定的體系，當溫度從-2 ℃降至-10 ℃，鉆井液的表觀黏度、塑性黏度及動切力均呈現上升趨勢。相同的溫度條件下，隨著有機土加量的增加，鉆井液表觀黏度、塑性黏度及動切力也表現出上升的趨勢。從圖4 可見，高溫（180 ℃）條件下，隨有機土加量的增加，鉆井液動切力有所增加，表觀黏度和塑性黏度變化幅度較小。結合該體系在低溫和高溫條件下的性能，當有機土加量為0.8%時表觀黏度、塑性黏度、動切力比較適中，因此，優選有機土加量為0.8%。

圖1 有機土加量對表觀黏度的影響

圖2 有機土加量對塑性黏度的影響

圖3 有機土加量對動切力的影響

圖4 有機土加量對流變性的影響（180 ℃）

采用優化后的體系進一步評價-35＃柴油基高密度油基鉆井液的綜合性能。優化后的配方為：-35＃柴油+3.2%主乳化劑HIEMUL-1+0.4%輔乳化劑HZCOMAT-2+4%潤濕劑HZCOT+0.8%有機土HFGEL-120+3%降濾失劑FC-TROL150+0.2%提切劑（HSV-4）+1.5% 氧化鈣+1%成膜劑XLX+重晶石，加重2.50 g/cm3，油水比95∶5，水相為25%CaCl2溶液。不同溫度下-35＃柴油高密度油基鉆井液性能見表3。從表3可知，-35＃柴油高密度油基鉆井液的表觀黏度、塑性黏度、動切力的流變性參數反映體系在低溫條件下流動性良好，能滿足低溫環境下的配制要求；體系在高溫下表觀黏度、塑性黏度、動切力、破乳電壓、失水等綜合性能參數也可滿足高溫地層對性能的要求。

表3 不同溫度下-35＃柴油高密度油基鉆井液性能

2.3 低凝固點高密度油基鉆井液的抗鹽污染性能

2.3.1 飽和NaCl溶液對鉆井液性能的影響

在優化后的體系中加入飽和NaCl溶液，評價鉆井液的抗NaCl 鹽污染性能，結果見圖5。從圖5 可知，飽和NaCl溶液質量分數從5%增至12%，鉆井液體系熱滾（180 ℃×24 h）后的動切力穩定；表觀黏度和塑性黏度略有下降，但能滿足體系的性能要求；破乳電壓仍然大于1000 V；API 濾失量和HTHP 濾失量小且穩定。這說明該體系可抗12%的飽和NaCl溶液污染。

圖5 飽和NaCl溶液加量對高密度油基鉆井液流變性的影響

2.3.2 飽和CaCl2溶液對鉆井液性能的影響

在優化后的體系中加入飽和CaCl2溶液，評價鉆井液抗CaCl2鹽污染性能，結果見圖6。從圖6 可知，隨飽和CaCl2溶液質量分數從10%增至20%，鉆井液體系熱滾（180 ℃×24 h）后的動切力比較穩定；表觀黏度和塑性黏度略有升高，但能滿足體系的性能要求。這說明該體系可抗20%的飽和CaCl2溶液污染。為了平衡地層的高礦化度水，控制鉆井液的活度，油基鉆井液形成乳液的水相本身就是飽和的CaCl2溶液，因此加入飽和CaCl2溶液對體系性能影響較小，但水相的增加會對油包水乳液有一定的影響，從而導致流變性有一定變化。

圖6 飽和CaCl2溶液加量對高密度油基鉆井液流變性的影響

2.4 低凝固點高密度油基鉆井液的防漏性能

為考察-35＃柴油基鉆井液的封堵性能，采取在0＃柴油基體系中具有良好封堵能力的復合封堵劑（1%FD-F+1%碳酸鈣（600 目）+0.5%石墨粉+3%油溶性膨脹堵漏劑DTMP），采用高溫高壓失水儀（0.5 mm寬縫板）進行封堵性能評價，結果見表4。從表4的數據及實驗現象可見，加入復合堵漏劑后-35＃柴油基鉆井液體系在0.5 mm寬縫板承壓能力實驗中，隨著壓力的增加，會有少量漏失，但隨著模擬裂縫堵住后再無漏失，且承壓能力達到了7 MPa，這說明在0＃柴油基體系中具有良好封堵能力的復合封堵劑也可以用于-35＃柴油基高密度油基鉆井液的堵漏。

表4 5＃柴油基鉆井液的堵漏性能

3 結論

以-35＃柴油為基油，通過調控鉆井液主乳化劑、輔乳化劑、有機土、提切劑等組分，構建能適應低溫（低至-10 ℃）環境的低凝固點高密度（2.5 g/cm3）油基鉆井液體系：-35＃柴油+3.2%主乳化劑HIEMUL-1+0.4%輔乳化劑HZCOMAT-2+4%潤濕劑HZCOT+0.8%有機土HFGEL-120+3%降濾失劑FC-TROL150+0.2%提切劑HSV-4+1.5% 氧化鈣+1%成膜劑XLX+重晶石（加重2.50 g/cm3，油水比95∶5，水相為25%CaCl2溶液）。

構建的油基鉆井液體系綜合性能優良，在溫度達到180 ℃、密度達到2.5 g/cm3的條件下，流變性和乳化性能穩定（破乳電壓1000 V 以上）且抗污染性能強。用于0＃柴油基體系的復合封堵劑對低凝固點高密度體系同樣具有良好的封堵性能。

以-35＃柴油為基油構建的高密度油基鉆井液可有效解決低溫配制困難的問題，進而提高準噶爾盆地南緣鉆井有效時段，同時也能為油基鉆井液在高寒地區的應用起借鑒作用。