高密度無土相油基鉆井液

由福昌，文華，吳嬌，張亞

（1.長江大學石油工程學院，湖北荊州 434000；2.荊州嘉華科技有限公司,湖北荊州 434000）

常規高密度油基鉆井液存在加重材料加量大、流變性能難以控制，采用較高的油水比以保證其流變性能，油水比一般在90/10～95/5 之間，不僅成本高，而且后期鉆井液維護難度大[1-5]。通過加入有機土來維持加重材料的沉降穩定性，使鉆井液體系的固相含量高，導致黏度和切力偏大，流變性能難以控制。同時隨著施工時間的增加，鉆井液中的固相顆粒不斷分散，體系的抗固相污染能力逐漸降低，鉆井液的流變性能、高溫穩定性變差，導致鉆井液性能惡化[6]。在深井作業過程中時易發生井漏、加重材料沉降，造成井下事故[7-8]。由于乳化劑是油基鉆井液的核心處理劑，對于保證油基鉆井液的乳化穩定性能、流變性能穩定起到了重要作用[8-10]。筆者針對高密度油基鉆井液存在的弊端，研發出一種鉆井液用乳化劑DEMUL。通過加入DEMUL、苯乙烯-丁烯/丁二烯-苯乙烯嵌段共聚物(SEBS)與提切劑的協同作用，提高高密度油基鉆井液的穩定性能、提高反相乳化鉆井液的流變性能，取代了常規油基鉆井液配制中通過加入有機土來維持加重材料的沉降穩定性的依賴，建立了一套無黏土相油基鉆井液體系，解決了高密度油基鉆井液的高黏度和重晶石沉降問題。

1 乳化劑的優化

1.1 乳化劑DEMUL 的合成路線

（1）取25 份妥爾油酸與6 份環氧丙烷加入到干燥的反應釜中，控制壓力為0.1～0.5 MPa，升溫至150～180 ℃，反應24～28 h，環氧丙烷開環反應與妥爾油酸發生加成反應，生成乳化劑中間體A。

（2）將30 份的妥爾油酸與15 份馬來酸酐加入反應釜中，升溫至160～200 ℃，優選溫度為180～200 ℃，攪拌并反應6～8 h 發生酸酐酯化反應，繼續向反應釜中滴加15 份羥乙基乙二胺發生酰基化反應，反應5～7 h 后生成乳化劑中間體B。

（3）將中間體B 降溫至90 ℃，加入25 份乳化劑中間體A，恒溫攪拌1 h 即得乳化劑DEMUL。

1.2 乳化劑DEMUL 的作用機理

（1）DEMUL 中含有大量的妥爾油酸，妥爾油酸與其他油酸相比具有乳化速度快、潤滑性能優越的特點。

（2）DEMUL 中的親水基團（酰胺基和羧基）與水相中的極性水分子、親油基團（妥爾油酸）與油相中的非極性分子間均具有較大的范德華力，提高了其構建和穩定油包水乳狀液的能力。還可以增強DEMUL 在油水界面的吸附能力；降低由于布朗運動引起的液珠間發生的碰撞幾率，減少乳液液滴的聚集，降低了油水兩相間的界面張力。

（3）DEMUL 乳滴顆粒分布窄（見圖1）。可知，乳滴越小，乳化劑束縛力越大，形成的乳液越穩定；乳滴粒徑在0.6～5.4 μm，分子之間的內摩擦力越小，形成的乳狀液黏度低、流態好。

圖1 乳化劑DEMUL 的粒徑分布

1.3 乳化劑的性能

1.3.1 乳化劑界面張力及電穩定性能

乳狀液在油和水兩相間的界面張力是乳化劑在油相和水相界面擴散和吸附的一個動態平衡過程。隨乳化劑的加量從1%增加至4%，DEMUL 界面張力由1.00 mN/m 逐步降低至0.48 mN/m，EMUL的界面張力由3.21mN/m降低至0.92mN/m。DEMUL 與EMUL 形成的乳液在微觀下的對比如圖2 所示。

圖2 乳化劑DEMUL 與EMUL 在微觀下的形貌

由圖2 可知，DEMUL 乳滴粒徑較EMUL 小，表明DEMUL 的界面張力粒徑小，能有效降低由于布朗運動引起的液珠間發生的碰撞幾率，減少乳液液滴的聚集，降低油水兩相間的界面張力。由DEMUL 的破乳電壓值可知，DEMUL 破乳電壓值大于1100 V，表明其具有良好的電穩定性能。

1.3.2 乳化劑加量優選

考察了乳化劑DEMUL 的加量對高密度無黏土相油基鉆井液體系性能的影響，結果見表1。可知，隨DEMUL 加量的增加，鉆井液的黏度增加，電穩定性能逐步增大，高溫高壓濾失量逐漸降低。當DEMUL 加量為4%時，相對于加入有機土的鉆井液體系，具有更好的電穩定性能和較低的高溫高壓濾失量。表明DEMUL 具有一定的增黏效果，而高密度無黏土相油基鉆井液的φ6、φ3值及動切力較低，還需補充提切劑，以提高鉆井液體系的切力。基礎配方如下。

表1 乳化劑DEMUL 的加量對鉆井液性能的影響

320 mL 3#白油+2.0%堿度調節劑LIM+3.0%降濾失劑HITROL+80 mL 26%CaCl2水溶液+重晶石（密度為2.2 g/cm3）

2 提切劑的優化

熱塑性彈性體是一類在常溫下顯示橡膠彈性、高溫下能塑化成型的高分子材料，如苯乙烯-丁烯/丁二烯-苯乙烯嵌段共聚物(SEBS)、苯乙烯-異戊二烯-苯乙烯嵌段共聚物(SIS)、苯乙烯-乙烯/丙烯-苯乙烯嵌段共聚物(SEPS)等，是目前應用較為廣泛的氫化苯乙烯彈性體[11-12]，其作為黏合劑使用時，具有優異的低溫性能和初切、終切性能；在高溫熔融狀態下，表觀黏度隨溫度升高、剪切速率加快而降低[12]。實驗表明，聚合物SEBS 與提切劑DEHEO的協同作用，能在提高鉆井液切力的同時，也能避免黏度的上漲。由表2 可以看出，單獨加入大量的DEHEO 雖然能提高鉆井液體系的切力，但同時會增大鉆井液的黏度。加入0.5%SEBS 后，即使增大DEHEO 的加量，也能有效抑制鉆井液體系黏度的增大。確定高密度無黏土相油基鉆井液體系中DEHEO 的加量為2.5%和SEBS 的加量為0.5%。

表2 聚合物SEBS 與提切劑DEHEO 對鉆井液性能的影響

基漿配方為：320 mL 3#白油+2.0%LIM+4.0%DEMUL+3.0%HITROL+80 mL 26%CaCl2水溶液+重晶石（密度為2.2 g/cm3）

3 無土相油基鉆井液性能

高密度無土相油基鉆井液配方為：320 mL 3#白油+4.0%DEMUL+2.5%DEHEO+0.5%SEBS+2.0%LIM+3.0%HITROL+80 mL26%CaCl2水溶液+重晶石（密度為2.2 g/cm3）

3.1 抗溫性能

在160～200 ℃下、評價了高密度無土相油基鉆井液老化16 h 和160 h 后的流變性能。由表3 可知，隨老化溫度的升高和老化時間的增加，鉆井液的流變性能基本不變，濾失量略微增大，破乳電壓在600 V 以上，說明該鉆井液具有良好的抗溫性能。

表3 高密度無黏土相油基鉆井液的抗溫性能

3.2 沉降穩定性能

將鉆井液加入不銹鋼罐中，在160 ℃下靜置一段時間后，測量鉆井液液柱上部（游離體下層）密度和底部的密度用沉降因子表示，沉降因子為0.50 時說明未發生靜態沉降，沉降因子大于0.52 時說明靜態沉降穩定性較差。由表4 可知，隨著靜置時間的增長，鉆井液黏度輕微增加，沉降因子均為0.50，表明油基鉆井液具有良好的沉降穩定性能。

表4 乳化劑加量對高密度無土相油基鉆井液性能的影響

3.3 抗污染性能

在鉆進過程中，鉆屑會持續分散進入鉆井液，對鉆井液造成污染。因此，鉆井液要有足夠的抗污染能力，才能保持良好的流變性能，實驗室采用過孔徑為100 目篩的現場鉆屑和水泥石粉對鉆井液體系進行侵污，如表5 所示。可知，該鉆井液抗污達到10%時，其流變性、濾失量略微增大，電穩定性基本保持不變，表現出良好的抗污染性能。

表5 高密度無黏土相油基鉆井液的抗污染能力

3.4 抑制性能和潤滑性能

通過滾動回收率對高密度無黏土相油基鉆井液的抑制性能進行評價。在105 ℃烘干6～10 目的鉆屑，并在110 ℃老化16 h，過篩孔為40 目篩子，在105 ℃烘干即為回收率，測定巖屑的第1 次回收率為96.3%，第2 次回收率為93.2%，說明該體系具有較強的抑制性能。室內采用Fann 公司的EP 極壓潤滑儀評價了高密度無黏土相油基鉆井液的潤滑性能，其摩阻系數為0.08，說明該鉆井液具有較好的潤滑性能。

4 現場應用

川渝頁巖氣某井是一口高密度水平井，垂深為3948.08 m，水平段長為1800 m，設計完鉆井深為5945 m，實際完鉆井深為6100 m，水平段密度為2.20 g/cm3左右，井底溫度為160 ℃左右。目的層龍馬溪組斜深井段3500～5935 m，頁巖發育，鉆進過程中易發生垮塌、井漏等復雜情況。采用高密度無黏土相油基鉆井液體系鉆進，鉆井過程中該鉆井液體系的流變性能穩定（見表6）。可知，攜砂性能良好，抑制性能強，未出現井下復雜情況。

表6 龍馬溪組現場鉆井液主要性能

5 結論

1.研發了一種具有強電穩定性能、增黏效果的小粒徑乳化劑DEMUL，并開發了一種高密度無黏土相油基鉆井液體系。乳化劑DEMUL 具有一定的增黏效果、較低的界面張力、良好的電穩定性能。

2.通過加入DEMUL、苯乙烯-丁烯/丁二烯-苯乙烯嵌段共聚物(SEBS)與提切劑的協同作用，達到提高高密度油基鉆井液的穩定性能，且配方簡單、處理劑加量少。

3.高密度無土相油基鉆井液體系在200 ℃下老化160 h 能保持良好的流變性能和穩定性，且具有良好的抑制性能和極壓潤滑性能。該鉆井液體系在川渝頁巖氣某高密度水平井進行了應用，鉆井過程中鉆井液的流變性能穩定，攜砂性能良好，抑制性能強，未出現井下復雜情況。