抗高溫無固相保護儲層鉆井液的體系建立與實驗

史峻臣 , 尚興典 , 湯希希 , 趙賽特

(荊州學院 , 湖北 荊州 434023)

為提高滲流面積,其中大多數為水平井,鉆井液的配制方法決定了地層的保護程度和鉆井工具的使用壽命。傳統的鉆井液往往采用蓬松土配漿以及重晶石加重,這些固相一旦入侵儲層,必然會造成儲層孔喉堵塞,影響油氣產量,同時降低油層質量[1]。國外對付類似高溫高壓復雜地層優先選用油基鉆井液體系,即油包水乳化鉆井液[2]。雖然油基鉆井液不易卡鉆井塌,但容易濾失,同時調節流變性和乳化穩定性難度很大,且成本高污染環境對錄井工作帶來不便。無固相鉆井液是一種以儲層保護為目的的水基鉆井液,該體系是在聚合物水基鉆井液的基礎上不斷演變而來的,不使用膨潤土與重晶石等固相顆粒,由水溶性高分子聚合物增黏劑和降濾失劑以及無機鹽或有機鹽和水組成無固相鉆井液體系[3]。

因為不使用黏土,從根本上消除了黏土固相顆粒對儲層的污染,卓越的泥餅性能,有利于儲層保護,同時體系形成的泥餅易于返排,滲流通道易于重新建立,儲層保護效果好[4]。對于環保型的耐高溫無固相鉆井液的需求迫切。首先解決高溫破壞性而研制的處理劑和建立的鉆井液體系。在保證處理劑抗溫能力的基礎上研究高溫對鉆井液體系的作用機制,找出有利于性能改善的影響因素,提高有利因素的比重,形成利用高溫改善鉆井液性能的鉆井液體系。本文從配制新型抗高溫無固相鉆井液出發建立抗高溫無固相保護儲層鉆井液的體系與實驗。

1 體系構建與性能評價

1.1 實驗部分

1.1.1主要原料

玉米淀粉,工業級;苯乙烯磺酸鈉(SS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、二烯丙基二甲基氯化銨(DMDAAC)、過硫酸銨、乙醇,分析純;NaOH、HCl、Na2CO3,分析純;HCOOK,工業級;流型調節劑VIS-HT,工業級;二甲基硅油,工業級,白炭黑,工業級;穩定劑PAM、乳化劑TX-10、增稠劑CMC,工業級。封堵劑FDH工業級淀粉的預處理:分別取100 g玉米淀粉、50 mL稀鹽酸(濃度為 0.5 mol/L)依次加入裝有攪拌器的圓底燒瓶中,水浴加熱至55 ℃,恒溫條件下攪拌 4.5 h,得到粗產物,通過抽濾、干燥得到酸解淀粉。

改型淀粉降濾失劑的制備:稱取40 g上述酸解淀粉以及適量的水加入裝有攪拌器依次加入10 g苯乙烯磺酸鈉(SS)、6 g N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、7 g二烯丙基二甲基氯化銨(DMDAAC),用 NaOH調節溶液的pH值至8,水浴加熱至70 ℃,通氮氣1 h后加入少量引發劑過硫酸銨,恒溫攪拌條件下反應4 h后,通過乙醇提純、抽濾干燥,最終得到改性淀粉降濾失劑。

消泡劑的合成:把100 mL的硅油和穩定劑倒入四口燒杯中,在緩慢攪拌下注入總體積7%的白炭黑,加熱至175 ℃反應3 h,反應完成后冷卻至室溫觀察穩定度,待其穩定后加熱至90 ℃加入增黏劑和乳化劑繼續攪拌3 h,停止攪拌為成品。

1.1.2 加重鹽的選擇

由于K+對黏土晶格的固定作用,K+通常被認為是對付水敏性地層最為理想的無固相鉆井液加重材料。而鉆井液用有機鹽加重劑通常是指甲酸鈉、甲酸鉀和甲酸銫,混合使用,密度在1.0～2.3 kg/L調整。有機鹽加重劑特性見表1。

表1 有機鹽加重劑特性

有機鹽具有很強的抑制性,有機鹽鉆井液能增強體系的高溫穩定性。有機鹽鉆井液中,含有較多

的還原性基團,可除掉鉆井液中的溶解氧,使其他常規水中可降解的處理劑不發生降解反應,有效地保護了各種處理劑,使其在高溫下穩定地發揮作用。其次,甲酸鹽能提高有些聚合物(黃原膠)的轉變溫度。甲酸根離子可以和黃原膠中的羥基和多糖鏈之間形成橋結,使得黃原膠分子的結構加強,致使黃原膠抗溫性提高。甲酸鹽也能大幅度提高常用處理劑的16 h穩定溫度(老化16 h后,聚合物的黏度或降失水能力降低)。基于以上分析,本文采用甲酸鉀作為加重劑,可有效地提高鉆井液的密度。

自主合成材料BHX為抗溫增黏降濾失劑封堵劑和消泡劑H26,同時加入FDH封堵劑以HCOOK有機鹽加重劑構建無固相抗高溫鉆井液體系。

1.2 流型調節劑加量優選

流型調節劑可改善鉆井液的流變性和濾失率,增強頁巖穩定性,抑制黏土膨脹和水化[5]。以3.5%BHX作為抗溫增黏降濾失劑,甲酸鉀作為可溶性鹽加重劑和抑制劑,使鉆井液密度為1.3 kg/L。以VIS-HT為流型調節劑,并改變其加量,討論流型調節劑對鉆井液流變性能的影響,向鉆井液中加入不同質量體積分數的VIS-HT,評價其在180 ℃老化后的流變性、美國石油協會(American Petroleum Institute,簡寫API)濾失量,結果見表2。

表2 鉆開液中流型調節劑VIS-HT的加量優選

由表2可知,隨著流型調節劑VIS-HT的加量增加,體系黏切逐漸增大,API濾失量逐漸降低。其中,VIS-HT的加量為0.7%時,體系黏切適中,API濾失量僅7.1 mL;繼續提高加量至1.0%時,體系黏切大幅度上漲,但API濾失量降低不明顯。故優選VIS-HT最佳加量為0.7%。

1.3 封堵劑FDH的加量優選

按“水+3.5%BHX”配制5杯鉆井液,其中1杯作為空白樣,另外4杯分別向其中加入不同質量體積分數的FDH,評價其在180 ℃老化后的流變性、API濾失量,結果見表3。

表3 鉆井液中封堵劑FDH的加量優選

由表3可知,隨著封堵劑FDH的加量增加,體系黏切呈緩慢上漲趨勢,API濾失量逐漸降低。其中,FDH的加量為3.0%時,體系黏切適中,API濾失量降低至4.4 mL;繼續提高加量至4.0%時,API濾失量降低明顯。故優選FDH最佳加量為3.0%。

1.4 潤滑消泡劑H26加量優選

消泡劑能通過改變泡沫表面張力達到消泡的效果[6]。鉆井液要求潤滑消泡劑能夠有效地降低鉆井液的摩阻系數,提高鉆井液的潤滑性能,有助于提高井壁的穩定性;另有助于井控。按“水+3.5%BHX +0.7%VIS-HT+3.0%FDH”配制4杯鉆井液,其中1杯作為空白樣,另外3杯分別向其中加入不同質量體積分數的H26,評價其在180 ℃老化后的流變性、API濾失量,結果見表4。

表4 鉆井液中潤滑消泡劑H26加量優選

由表4可知,隨著潤滑消泡劑的加入,對鉆井液的流變性能以及濾失量的影響較小,可有效地抑制鉆井液在高攪條件下小氣泡的產生,且顯著降低鉆井液的潤滑系數,當潤滑消泡劑加量為2%時,其潤滑系數僅為0.88,且降低了鉆井液的濾失量。提高了鉆井時效,有利于井壁穩定,有助于鉆井安全[7]。

1.5 pH調節劑篩選

按“水+3.5%BHX+0.7%VIS-HT+3.0%FDH+2%H26”配制5杯鉆井液,分別向其中加入不同類型的pH調節劑,評價其在180 ℃老化后的流變性、API濾失量,結果見表5。

表5 pH調節劑篩選

由表5可知,不加pH調節劑情況下,老化后體系黏切均大幅下降,0.7%NaOH+0.5%Na2CO3使鉆井液老化前后的黏度切力變化較小,濾失量下降,并未出現起泡現象。基于以上分析以及經濟成本考慮,抗高溫無固相鉆井液以NaOH+Na2CO3為pH調節劑。基于上述處理劑材料加量優選,確定密度為1.30 kg/L的抗高溫無固相鉆液:0.7%NaOH+0.5%Na2CO3+0.7%VIS-HT+3%BHX+3.0%FDH+2%H26+HCOOK+水。

2 體系性能評價

2.1 高溫降解度

將配制好的密度為1.30 kg/L抗高溫無固相保護儲層鉆井液體系(配方為:水+0.7% NaOH+0.5%Na2CO3+0.7%VIS-HT+3.5%BHX+3.0%FDH+2.0%H26+HCOOK)靜置于全自動真空干燥箱一段時間后,測試其表觀黏度來表征無固相保護儲層鉆井液的自降解性能,傳統的鉆井液遇到較高溫度時,不能保持很好的穩定性[8]。結果見表6。

表6 無固相鉆井液體系自降解性能

由表6可知,抗高溫無固相保護儲層鉆井液體系在高溫下靜置后,仍保持良好的網架結構,靜置5天后,其表觀黏度仍有33 mPa·s。隨著高溫下靜置時間的延長,其膠體網架結構降解明顯,且在長時間靜置下表現出優異的可降解性能,表明該無固相鉆井液在裂縫、孔喉中可有效地降解。

2.2 儲層保護性能評價

室內初步對抗高溫無固相保護儲層鉆井液體系進行了儲層保護效果評價,結果見表7。

表7 儲層保護效果分析

實驗結果表明,鉆井液體系的滲透率恢復值均>90%,具有優良的儲層保護效果,滿足鉆井儲層保護要求。另外,抗高溫無固相保護儲層鉆井液體系在孔喉中長時間高溫靜置后,其自降解性能有助于儲層保護,其滲透率恢復值高于96%。

3 結論

①通過優選優配無固相抗高溫保護儲層鉆井液處理劑,并添加可提高鉆井液抗溫能力的添加劑進一步提高鉆井液的抗溫能力來建立抗高溫高密度鉆井液體系的技術路線是切實可行的。②基于上述處理劑材料加量優選,確定密度為1.30 kg/L的抗高溫無固相鉆液:水+0.7% NaOH+0.5%Na2CO3+0.7%VIS-HT+3%BHX+3.0%FDH+3.0%H26+HCOOK。③隨著高溫下靜置時間的延長,其膠體網架結構降解明顯,且在長時間靜置下表現出優異的可降解性能,表明該無固相鉆井液在裂縫、孔喉中可有效地降解。④實驗結果表明,鉆井液體系的滲透率恢復值均>90%,具有優良的儲層保護效果,滿足鉆井儲層保護要求。