抗高温低聚物KGDP的研制及在深井钻井中的应用

黄维安，贾江鸿，李树皎，赵国权，钟汉毅，邱正松，董兵强

(1.中国石油大学(华东) 石油工程学院，山东 青岛 266580； 2.中石化胜利石油工程有限公司 钻井工艺研究院，山东 东营 257017； 3.中国石油 长城钻探工程公司，北京 100101； 4.塔里木石油勘探开发指挥部第二勘探公司 泥浆技术服务公司，新疆 库尔勒 841000)

抗高温低聚物KGDP的研制及在深井钻井中的应用

黄维安1，贾江鸿2，李树皎3，赵国权4，钟汉毅1，邱正松1，董兵强1

(1.中国石油大学(华东) 石油工程学院，山东 青岛 266580； 2.中石化胜利石油工程有限公司 钻井工艺研究院，山东 东营 257017； 3.中国石油 长城钻探工程公司，北京 100101； 4.塔里木石油勘探开发指挥部第二勘探公司 泥浆技术服务公司，新疆 库尔勒 841000)

基于分子结构优化设计和单体优选，合成了抗高温抗盐低分子量聚合物KGDP，评价了其分子链热稳定性和在水基钻井液基浆中的抗温抗盐降黏效果，并将其应用于我国目前井底温度最高的2口深井——胜科1(236 ℃)和泌深1井(241 ℃)中。结果表明：新研制的低分子量聚合物KGDP分子链热稳定性强，热解温度在330 ℃以上；在水基钻井液基浆中的抗温能力达240 ℃以上，降黏效果优于国内外同类降黏剂；在胜科1井的超高温、高矿化度、高固相含量的苛刻条件下以及泌深1井241 ℃的极高温度下发挥了流型调节作用，有效控制了钻井液的黏度、切力，确保了这两口超高温深井的顺利施工。

抗高温低聚物；水基钻井液；降黏剂；高温高压流变性；胜科1井；泌深1井

随着勘探开发领域的拓宽和深入，高温超深井钻井数量增加，钻井液所面临的技术难题，如高温稳定性、流变性、滤失造壁性和油气层保护问题等越来越突出[1-3]。钻井液流变性对增强携屑能力、提高机械钻速、保持井眼稳定和确保井下安全等具有重要意义。当钻遇高压地层、大段泥页岩地层、盐膏泥混合地层时，高固相、地层造浆、电解质污染等使钻井液流变性恶化[4-5]，钻井液流变性极难控制。针对以上难题，成功研制出一种抗高温抗盐低分子聚合物，用于超高温水基钻井液流变性调控，为我国目前井底温度最高的超深井胜科1井的成功钻探提供了技术支撑。

1 KGDP的合成

1.1 分子设计及反应原理

为实现抗高温、抗盐和降黏切目标，优化设计了抗高温低聚物KGDP分子结构：①主链采用C-C单键结构；②侧链引入强水化、吸附基团，设计C-C、C-S、C-N等结构；③引入亲水能力强的-SO3-和-COO-；④引入适量阳离子基团，减弱高温解吸附；⑤使分子链具有高的负电荷密度，通过静电斥力阻止黏土颗粒形成网架结构；⑥控制分子量小于10 000。依据分子结构设计，选取工业品丙烯酸、2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸、丙烯酸甲脂和二甲基二烯丙基氯化铵作为聚合单体；选用分析纯过硫酸铵、亚硫酸钠氧化还原引发体系；分析纯巯基乙酸为链终止剂；分析纯氢氧化钠为pH值调节剂。根据反应原理，合成低聚物的化学反应式如下：

图1 抗高温低聚物KGDP化学合成反应式

1.2 合成方法

将丙烯酸、2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸、丙烯酸甲脂和二甲基二烯丙基氯化铵按照物质的量比 13∶10∶9∶3在搅拌下依次加入盛适量蒸馏水的四口烧瓶中；搅拌至完全溶解，用20%NaOH溶液将体系pH值调至7.0；升温至60 ℃后加入反应物总质量1%的引发剂，在搅拌下反应15～25 min；加入反应物总质量1%的巯基乙酸，继续搅拌10 min，得低黏稠液体产物；将所得产物于105 ℃下烘干粉碎，即得粉末状低分子量聚合物KGDP。

2 KGDP的性能评价

2.1 抗温性

在N2中通过热重分析评价了KGDP分子链的热稳定性，从热差曲线(图2)看出，KGDP的热分解过程主要有2个阶段，开始发生热解的温度在330～380 ℃之间，由此看出，低分子量聚合物KGDP的热稳定性强。

图2 KGDP在N2中的TG曲线

2.2 降黏效果

(1)淡水基浆

以“400 mL自来水 + 1.6 g无水碳酸钠 + 8%二级膨润土 + 10%评价土”为基浆，参考石油与天然气行业标准SY/T 5695-95《钻井液用两性离子聚合物降黏剂XY-28》以及SY/T 5243-91《水基钻井液用降黏剂评价程序》，以旋转六速黏度计100 r/min下读数Φ100为指标，对比了KGDP、XY-28、Descofl 这3种降黏剂高温老化前后的降黏效果[6-8]。从图3可知，老化前XY-28在淡水基浆中的降黏效果最好，Descofl次之。但是，加入KGDP基浆的切力最低。老化后，KGDP的降黏切效果最好，Descofl次之，XY-28最差。从表中老化前后的API滤失量还可看出，3种降黏剂老化前后均有一定的降滤失效果，其中KGDP老化前后的API滤失量最低，降滤失效果最好。

图3 KGDP在淡水基浆中的降黏效果评价

(2)淡水加重基浆

以“400 mL自来水 + 1.4 g无水碳酸钠 + 7%二级膨润土 + 10%评价土 + 60%重晶石(密度为1.5 g/cm3)”为基浆[6-8]，对比了KGDP、XY-28、Descofl 这3种降黏剂高温老化前后的降黏效果，降黏剂质量浓度均为0.003 g/mL。从图4可知，3种降黏剂在淡水基浆中老化前后的降黏效果都较明显。老化前，XY-28的降黏效果最好，经过220 ℃/16 h和240 ℃/16 h老化后，XY-28和Descofl远不如KGDP的降黏效果。并且，老化前后，KGDP的降黏作用稳定。

图4 KGDP在淡水加重基浆中的降黏效果评价

(3)复合盐水基浆

以“400 mL自来水 + 1.4 g无水碳酸钠 + 7%二级膨润土 + 15%评价土 + 0.5% CaCl2+ 4% NaCl”为基浆[6-8]，对比了KGDP、XY-28、Descofl 这3种降黏剂在复合盐水基浆中高温老化前后的降黏效果，降黏剂质量浓度均为0.003 g/mL。从图5可知，加入3种降黏剂后，实验浆老化前后的黏度和切力均有所降低，其中，KGDP的降黏降切效果最明显，并且老化前后的API滤失量最低。表明KGDP在CaCl2、NaCl复合盐水基浆中的降黏效果要优于XY-28和Descofl。另外，各实验浆老化前后的API滤失量均较大，这是由于加入NaCl和CaCl2以后，

图5 KGDP在复合盐水基浆中的降黏效果评价

Na+和Ca2+压缩黏土颗粒的扩散双电层，降低其水化膜厚度，甚至引起黏土颗粒聚结，改变体系中颗粒粒径匹配，使形成的滤饼松散所致。

(4)聚合物基浆

以“400 mL自来水 + 0.8 g无水碳酸钠 + 4%二级膨润土 + 8%评价土 + 1% Driscal + 2.5% 超细碳酸钙”为1#基浆，以“400mL自来水 + 1.2 g无水碳酸钠 + 6%二级膨润土 + 10%评价土 + 1.5%Driscal + 4% NaCl + 0.5%CaO”为2#基浆，KGDP质量浓度分别为0.002 g/mL和0.003 g/mL[6-8]。评价了KGDP在聚合物基浆中高温老化前后的降黏效果。从图6可知，KGDP在不同组成的聚合物基浆中均有较好的降黏效果，特别是在2#基浆中，老化后的黏度和切力都很低。并且，在2种实验基浆中，KGDP都有一定降滤失效果。

图6 KGDP在聚合物基浆中的降黏效果评价

2.3 高温高压流变性

在淡水基浆“400 mL自来水 + 1.6 g无水碳酸钠 + 8%二级膨润土 + 10%评价土”中，评比了KGDP经240 ℃老化16 h后的高温高压流变性。高温老化后，冷却，高搅5 min(期间将pH值调节为9.0)。在Fann50SL高温高压流变仪上分别测量它们在高温高压(180 ℃/4.5 MPa)下的流变性，从图7看出，在180 ℃/4.5 MPa下，KGDP处理过的实验浆的黏度最低，Descofl次之，XY-28处理过的实验浆的黏度最高，比基浆还要高。其原因是，XY-28本身抗温能力不强，经240 ℃老化后，处理剂降解，降解产物在高温下与OH-发生反应，产物引起黏土颗粒高温下絮凝。基浆和用XY-28、Descofl处理过的实验浆的流变曲线随剪切速率增加呈“勺子”状变化。用现有流变模式对曲线拟合知[9-10]，基浆和Descofl处理过的实验浆较符合幂律模式，KGDP处理过的实验浆较符合宾汉模式，而XY-28处理过的实验浆对现有流变模式的拟合性不好。

图7 KGDP在淡水基浆中的高温高压流变性评价

3 KGDP在深井钻井中的应用

3.1 在胜科1超深井的应用

胜科1井是中石化在胜利油田布置的一口重点科学探索井，完钻井深7 026 m，完钻井底温度高达236 ℃，为当时国内最高。该井面临深部超高温钻井液稳定性问题、超高密度高矿化度组合苛刻条件下的钻井液流变性调控问题以及防漏堵漏等钻井液技术难题。在该超深井钻至孔二段地层6 953 m、井底温度约为232 ℃时进行了抗高温低聚物KGDP现场试验。试验前现场井浆性能为：密度1.72 g/cm3，固相体积分数31%，含砂体积分数0.2%，井口出口温度89 ℃，黏附系数0.062。将新研制的KGDP以胶液形式缓慢加入井浆中，在井浆中的质量分数约为0.047%，替代了国外Descofl的日常维护，钻井液从井口到井底再返回地面的循环时间约为5 h。完全加入KGDP约5 h后监测的井浆性能为密度1.74 g/cm3，固相体积分数31%，砂体积分数0.2%，井口出口温度89 ℃，黏附系数0.062。KGDP加入前后井浆的流变性及滤失性测试结果见表1。

表1 KGDP加入前后胜科1超深井井浆的流变性及滤失性测试结果

注：HTHP滤失量测试条件为150 ℃/3.5 MPa。

从表1看出，抗高温低聚物KGDP加入井浆后，黏度和切力均有下降，API和HTHP滤失量基本不变，说明KGDP在欠饱和复合盐水体系超高温高密度(232 ℃，1.72 g/cm3)苛刻条件下，发挥了降黏作用，现场试验取得了初步成功。随后，在胜科1井最后的6 960～7 026 m超高温井段，使用新研制的KGDP替代国外抗高温降黏剂Descofl。从开展KGDP现场应用试验到完井，历时近120 d，其稳定的流变性有力保障了现场钻进、起下钻、测试等作业。

3.2 在泌深1井的应用

泌深1超深井是一口直参井，位于南襄盆地泌阳凹陷深凹区(河南省唐河县毕店乡)，实际完钻6 005 m，完钻目的层为古近系玉皇顶组玉二段，兼探古近系玉皇顶组玉一段、大仓房组和核桃园组。该超深井主要面临的钻井液技术难题包括：①该区地温梯度较大，井底温度实测241 ℃，是至今国内最高纪录，也属国际罕见。②下部的大仓房组和玉皇顶组玉一段含红色泥岩、灰色泥岩，钻井液既要抗超高温，又要抑制泥岩水化膨胀和分散，而抗高温与抑制是不容易解决的矛盾。③泌深1井要求尽可能用淡水体系，抗高温兼顾防塌要求苛刻，同时成本和环保要求更高。④泌深1井下部可能存在未知的复杂地质条件。

自该井4 500 m四开后，转化为使用抗高温抗盐处理剂KGJL和KGDP的超高温水基钻井液体系：4%膨润土浆+ 0.3%KGJL + 0.2%KGDP + 4%SD-101(磺化酚醛树脂)+ 2%SD-202(褐煤树脂)+ 3%LQ-10(特种沥青)+ 3%白油+ 0.3%表面活性剂(加重至1.25 g/cm3)。

为维持超高温水基钻井液体系的稳定性，施工中采用以下维护工艺措施：

(1)维持膨润土质量浓度在合理的范围(35～45 mg/L)，膨润土含量过低不能维持钻井液流变性能，膨润土含量过高会发生高温胶凝。

(2)注意钻井液中各处理剂的协同配比，抗高温抗盐处理剂KGJL和KGDP按质量比3∶2加入，同时抗高温降滤失剂SD-101与SD-202按质量比1∶1加入。

(3)当进行较大幅度处理井浆时，及时对比检测入井时和循环出口(第一、第二和第三循环周)的钻井液主要性能，充分掌握实际处理后井浆的抗高温稳定性，以指导性能调整。

(4)随着井加深、井底温度增加，增加抗高温抗盐处理剂KGJL和KGDP用量。

泌深1超深井四开部分井深处监测的井浆性能见表2。

表2 泌深1超深井四开部分井深处监测的井浆性能

由表2看出，泌深1超深井钻井液流变性好、滤失量低、摩阻系数小，完全满足了现场钻井需要。达到的效果如下：①体系抑制性强，钻井液没有外排；②起钻无挂卡，下钻能顺利到底，没有发生长段划眼情况；③钻井液滤失量低；④井壁稳定效果好，未出现井壁坍塌和缩径等井壁不稳定现象；⑤在超高温条件下，钻井液性能稳定。如在井深5 933 m处，井底温度达239 ℃，起钻后因钻机故障等厂家修理，从起钻至钻机修好后下钻到底循环，钻井液共静止时间长达115 h，下钻仍能正常钻进。

4 结 论

(1)研制的抗高温低聚物KGDP分子热稳定性强，在淡水基浆、淡水加重基浆、复合盐水基浆中的抗温降黏效果突出，优于国外同类降黏剂Descofl和国内聚合物降黏剂XY-28，并具有一定降滤失作用，能有效降低聚合物基浆的黏切。

(2)KGDP在胜科1井的超高温、高矿化度、高固相含量的苛刻条件下发挥了流型调节作用，在泌深1井241 ℃的极高温度下有效控制了钻井液的黏度、切力，确保了这两口超高温深井的顺利施工。

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责任编辑：董 瑾

2014-10-01

国家自然科学基金项目“海洋深水水基钻井液恒流变性调控的化学、物理方法研究”(编号：51374233)；山东省自然科学基金项目“海洋深水水基钻井液恒流变性调控物理方法及其机理”(编号：ZR2013EEM032)；高校自主创新“高频交流电场对水基钻井液流变性的调控作用及其机理”(编号：13CX02044A)

黄维安(1976-)，男，博士，副教授，主要从事油气井化学工程领域研究。E-mail：masterhuang1997@163.com

1673-064X(2015)03-0072-05

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