抗高温无固相钻井液技术

李建军， 王中义（大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆 163413）

抗高温无固相钻井液技术

李建军， 王中义
（大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院，黑龙江大庆 163413）

李建军，王中义.抗高温无固相钻井液技术[J].钻井液与完井液，2017，34（3）：11-15.

LI Jianjun， WANG Zhongyi.High temperature solid-free drilling fluid technology[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（3）：11-15.

针对钻井液易高温变性的特点，通过研制出耐高温增黏剂XCC、降滤失助剂AADC、封堵剂FSCC，设计出一种无固相抗220 ℃超高温的钻井液配方。具体加量配比为2%XCC+1%AADC+3%SPNH+1%SMP +3%FSCC+0.5%Na2SO3。并对其进行性能表征，SEM显示其页岩层状微裂缝及碎片得到了明显封堵与修饰，在泥页岩表面形成与微裂缝方向平行的致密树状聚合层；FT-IR结果表明，该抗高温钻井液经过220 ℃高温老化后性能稳定，具有良好的流变性能和滤失造壁性能，抑制和润滑性能满足钻井需要；能抗10%黏土与5%钻屑的污染，同时对10%KCl+20%NaCl的盐溶液也有较好的抵抗能力；该钻井液EC50的检测结果大于80 000 mg/L，达到了建议排放标准。最终抗220 ℃超高温钻井液XCC/AADC/SPNH/SMP/ FSCC在涩北1号气田24井得到了成功应用。

抗高温；无固相；钻井液；XCC/AADC/SPNH/SMP /FSCC；流变性

目前，国内外无固相钻井液（增黏剂+降滤失剂+封堵剂）的合成及制备首选都是高分子聚合物钻井液，如海泡石钻井液、多层硅钻井液、褐煤表面活性剂钻井液等[1]，但这些聚合物的性质不一，尤其在其关键性能指标方面存在着较大差异及不确定性。处理剂的抗高温、抗盐能力一直是限制很多钻井液实际应用的最主要原因。从20世纪80年代到现在，无固相钻井液有了很快的发展，以甲酸盐钻井液的应用最为广泛，尤其在塔河油田、大港油田成功地实施与应用[2-3]，但其也有较多缺点，如成本高、环境污染等，只能应用于某个温度范围以及很难在深井含盐层中实现稳定应用。因此需要研究一种耐高温、耐高盐度、能适用于高密度井的无固相钻井液体系[4]。

1 抗高温无固相钻井液技术难点

1.1 流变性与稳定性控制

钻井液流变性与固相含量、表面性质、粒径分布、处理剂分子结构特征等有关。对井内的黏土含量控制在容量限之内，钻井液流变性能控制会比较容易。另外对于亲水性极强的细小钻屑颗粒，一旦混入钻井液之中，会吸附钻井液中大量水分子，造成其流变性出现很大波动。一般多采取机械清除的方法控制，确保钻井液的流变性稳定[5]。

钻井液的高温稳定性取决于聚合物分子，如增黏剂、降滤失剂等的抗温性能。天然高分子聚合物如淀粉在115 ℃左右会发生水解，而合成类的聚合物，如木质素磺酸盐在190 ℃以上的环境中不变性，还有一些低分子量合成聚合物，如褐煤和改性褐煤在温度超过200 ℃时仍有效，有些甚至已成功地用于220 ℃以上环境中[6]。因此，对钻井液来说，需要重点评价处理剂的抗温性能，以确保在到达钻井液临界温度时，其不失效，而且还要确保由于高温降解产生副产品不会破坏化学平衡或造成环境污染。保持适当的流变性必须各处理剂之间配伍性较好才能实现，同时也是达到优良流变性和滤失量的关键。

1.2 无固相控制

黏土矿物在控制无固相钻井液的流变性和滤失性方面起着重要的作用，这其中可溶性无机物也起着不容忽视的作用（如氯离子、钾离子、钙离子等）。表面电荷、静电力、颗粒粒径等因素制约着钻井液的胶凝结构。高温下黏土发生热反应对最终胶体悬浮液的稳定性和物理特性产生很大影响，当超过220 ℃时深井中矿物结构会发生变化，很容易按照准一级动力学规律溶解并沉淀（二氧化硅的溶解和新矿物的形成）。

无固相的控制是确保钻井液各项性能优化的前提条件。在实际应用过程中，保证钻井液本身有较强抑制性的同时，合理使用好固控设备是一项有效控制措施，如高频线性振动筛[7]，以及除砂除泥一体机、中高速离心机等相关设备必须有效使用。完善固控设备在实际钻井过程中的检测效能，清除劣质固相，每天检测钻井液中固相颗粒的粒度分布，最大限度地除去钻井液中的干扰固相，以保证钻井液的高温稳定性。另外，寻找合成的高分子聚合物钻井液，若研发的钻井液体系抗黏土及钻屑等细小颗粒物能力强就可以考虑减少对固控设备的依赖，节省维护成本，因此在使用该体系过程中展开无固相控制研究非常有意义。

2 抗高温无固相钻井液的研制

2.1 实验主要试剂

甲基丙烯基酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC）、丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、水解聚丙烯腈铵盐（HPAN）、聚阴离子纤维素（PAC-LV）、黄原胶（XC）、壳聚糖（CS）、磺化酚醛树脂（SMP-2）、磺化褐煤树脂（SPNH）。

2.2 增黏剂复配

选取CS及XC2种聚合物， 按照1∶1的比例于清水中进行复配， 得到新的增黏剂， 命名为XCC。

2.3 抗高温降滤失剂合成

工业级DMC用无水乙醇洗净烘干，再与AMPS及AM充分混合溶解，同时通氮气反应一段时间后得黏稠状的产物，再洗净烘干，即得AADC，推测反应机理为乙烯类单体C=C打开结合，AADC的具体分子结构如下。

AADC的红外谱图见图1。由图1可以看出，980～960 cm-1处未发现乙烯类单体的C=C特征吸收峰，说明AADC中无残余单体，是3者的共聚物，验证了C=C打开反应的机理。

图1 AADC红外光谱图

2.4 封堵剂合成

将磺化沥青、腐植酸钾、十二烷基苯磺酸钠、丙烯酸树脂、羧甲基纤维素按2∶2∶2∶1∶1的比例均匀混合，通过反应， 得到灰色粉末状的物质，即为新型抗高温封堵剂，命名为FSCC。

2.5 无固相钻井液的配制

实验选择三元共聚物作为抗高温降滤失剂主剂，配以SMP-2和BQP以及合成的耐温封堵剂FSCC，形成了能够抗220 ℃高温的无固相钻井液体系，配方如下。

2%XCC+1%AADC+（3%～4%）BQP+1%SMP+ 3%FSCC+0.5%Na2SO3

该抗高温低固相钻井液体系能较好地满足高温深井悬浮携岩需要，降滤失效果较好，再配合丙烯酸树脂，可进一步降低API及高温高压滤失量，同时还能消除聚合物之间在高温环境下发生交联反应，另外抗高温封堵剂FSCC的加入起到了较好的封堵作用，确保了井壁稳定。

3 抗高温无固相钻井液性能评价与表征

3.1 常规性能

常温下对钻井液主要性能进行测试， 由此可知， 该钻井液密度为1.10 g/cm3， 塑性黏度为19 mPa·s， 动切力为8.5 Pa， 动塑比为0.45 Pa/mPa·s，静切力为2.5/5.5 Pa/Pa， φ600/φ300为55/36， φ6/φ3为5/3，API滤失量为5.4 mL。

3.2 钻井液覆盖泥页岩表面前后SEM图像对比

泥页岩具有层状结构，层间有微裂缝存在，表面不均匀 ；使用钻井液覆盖固化晾干后，层状微裂缝及碎片得到了明显封堵与修饰，在泥页岩表面形成与微裂缝方向平行的致密树状聚合层，页岩表面经钻井液覆盖前后SEM结果见图2。图2结果显示，新型无固相钻井液能够封堵泥页岩的孔隙和微裂缝，对降低钻井液滤失量和井壁加固有明显作用。

图2 页岩表面经钻井液覆盖前（左）后（右）形貌变化

3.3 抗高温性能

抗高温能力一直制约着许多钻井液的应用，因此在180、200、220 ℃下分别连续热滚48 h后，测试钻井液的黏度、动切力、滤失量等关键性能指标，见表1。

表1 抗220 ℃无固相钻井液高温老化后的性能

表1数据显示，该抗高温无固相钻井液体系在180、200和220 ℃下老化48 h后的性能均较好，体系表观黏度和塑性黏度较佳，动切力和动塑比稳定。高温对比显示，温度的升高，钻井液的表观黏度、塑性黏度、动切力基本不变，动塑比稍有升高。这表明该钻井液体系在高温下能够保持很好的携岩能力，且经长时间的高温仍保持较好的稳定性，耐温性强，抗滤失性优良，表明该钻井液抗温能达到甚至超过220 ℃。

3.4 抗盐能力

钻井施工过程中过程经常会碰到盐岩层，钻井液就会受到无机盐的干扰[8-9]，使其黏度、切力上升，滤失量猛增，给钻井造成很多困难。因此，合成无固相钻井液的抗盐能力，也是一个关键指标。室内采用10%KCl+20%NaCl评价合成无固相钻井液体系的抗盐能力，最终性能见表2。

表2 加入盐溶液老化后抗高温无固相钻井液的性能

通过表2数据可以看出，该体系在高浓度盐溶液中，具有较好的流变性能和降失水性，其盐溶液热滚72 h流变性与滤失量均与常温下相当，还能很好满足实际应用的性能要求。

3.5 抗污染性能

钻井液流变性及固相控制经常受到环境中的黏土及钻屑等细小颗粒的影响。对于合成的新型钻井液抗污染性能也需重点考察。测定该钻井液在含10%黏土与5%钻屑环境中，于220 ℃下，热滚72 h后的性能，结果如表3所示。

表3 加入10%黏土+5%钻屑后钻井液的性能

从表3可以看出，该钻井液具有良好的抗污染能力，细小颗粒对其稳定性无冲击，老化前后流变性、及固相控制稳定，滤失量低，能够满足现场的要求。

3.6 稳定性

在高温环境中钻井液往往容易变性，因此钻井液的稳定性对实际应用影响至关重要[10]。实验通过傅氏转换红外线光谱分析仪（FT-IR），测试钻井液进行热滚实验前后（220 ℃，48 h），AADC的官能团是否发生明显变化，最终判定其稳定性。通过该钻井液的FT-IR图（见图3）可以看出，曲线的波动趋势基本一致，说明AADC官能团并没有在热滚后出现明显变化，也进一步印证合成的XCC/AADC/SPNH/SMP/FSCC钻井液具有很好的稳定性。

图3 无固相钻井液的FT-IR图

3.7 毒性

对超高温钻井液体系的几种处理剂用生物毒性仪和发光细菌法对其生物毒性进行了测定， 得出XCC、 AADC、 SPNH、 SMP、 FSCC组成的钻井液EC50的检测结果大于80 000 mg/L， 达到了建议排放标准大于30 000 mg/L的要求， 符合环境保护的要求。

4 现场应用

该无固相钻井液在完成室内评价实验后，首先在涩北1号气田24井进行了现场试验。该井设计井深4 300 m，位于青海油田一级风险气区，钻井施工过程中易喷、易漏，对钻井液性能及维护技术要求高，完钻后实测井底温度为218.9 ℃，施工期间现场取样进行抗温实验，结果见表4。

表4 涩北1号气田24井钻井液高温热稳定性

从表4可以看出，钻井液的流变性、悬浮携带能力在220 ℃以内仍然较稳定，动切力和静切力随温度变化较小，钻井液性能稳定。现场应用过程中，井壁稳定，悬浮携带性能满足了井下携砂要求，施工安全，顺利钻完目的层。

5 结论

1.研制合成了新型抗高温增黏剂XCC、封堵剂FSCC、降滤失剂AADC等处理剂材料，最终形成了抗温能力达220 ℃的钻井液。

2.抗温220 ℃钻井液耐温性能好，经220 ℃老化72 h 后，仍能保持较好的流变性和较低的滤失量，老化前后均无水析出，且滤失量低。

3.SEM、FT-IR、抗盐与抗污染实验均显示，该抗高温无固相钻井液具有良好的高温流变性、抑制性能和抗钻屑及黏土污染性能，保护储层效果好。

4.钻井液的EC50大于80 000 mg/L，达到环境保护排放的要求。

5.在涩北1号气田24井进行了现场应用，效果显著，深井与高温下钻井液流变性控制等难题得到解决。

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High Temperature Solid-free Drilling Fluid Technology
LI Jianjun, WANG Zhongyi
(Research Institute of Drilling Engineering Technology, Daqing Drilling Engineering Corporation, Daqing, Heilongjiang 163413)

A solid-free drilling fluid having stable properties at 220 ℃ has been developed with high temperature additives such as XCC (viscosifier), AADC (filter loss reducer) and FSCC (plugging agent). The detailed composition of the drilling fluid is: 2%XCC+1% AA DC+3%SPNH+1%SMP+3%FSCC+0.5%Na2SO3. SEM experiment showed that shale cores taken from a well drilled with this drilling fluid had layered micro-fractures apparently plugged, and a dense tree-like polymer layer parallel to the direction of the micro-fractures was found on the surface of the shale cores. FT-IR experimental results showed that, after aging at 220 ℃, the drilling fluid still had stable mud properties, good rheology and filtration properties. The inhibitive capacity and lubricity of the drilling fluid can satisfy the needs of drilling operation. This drilling fluid was able to tolerate the contamination from 10% clay and 5% drilled cuttings, or from 10%KCl+20%NaCl salt solution. The LC50 of the drilling fluid measured was 80,000 mg/L, conforming to the stipulated discharge criteria. The drilling fluid has been successfully used to drill the Well 24 located in the Sebei-1 gas field.

High temperature resistant; Solids-free; Drilling fluid; XCC/AADC/SPNH/SMP/FSCC; Rheology

TE254.3

A

1001-5620（2017）03-0011-05

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.03.002

大庆油田公司项目“大庆油田抗高温抗盐钻井液技术研究与应用”。

李建军，二级工程师，主要负责深井及超深井抗高温抗盐钻井液技术服务工作。电话 13836990612；E-mail：lijianjun_zy@cnpc.com.cn。