高性能合成基钻井液体系的研制及性能研究

赵春花， 罗健生， 夏小春， 孙强， 耿铁， 刘刚

（中海油田服务股份有限公司油田化学研究院，河北燕郊 065201）

油基钻井液具有优异性能，现已广泛作为钻深井、大斜度定向井等的重要手段。但随着钻探的开发，高温、高压井作业区域扩大，油基钻井液面临越来越严厉的挑战[1-4]；高温高压井钻井液性能设计一般将井眼复杂情况的预防和处理作为设计的基本出发点，重点关注高温热稳定性、高温高压滤失量、抗污染能力和重晶石沉降性能，如设计不合理或达不到要求，会导致重晶石沉降、井下漏失、井涌甚至井喷等[5-7]。尤其对高温高压复杂井，安全密度窗口较窄，降低钻井液黏度能有效降低摩擦阻力，减少对ECD的影响；而传统的油基/合成基钻井液在高温下会胶凝稠化，导致过高的激动压力和ECD，易引发井塌、井漏等作业风险。因此，高性能合成基钻井液除了满足常规性能，还须满足低黏度低切力、重晶石沉降稳定性好等要求；针对高温高压复杂井，应严格测试钻井液的抗高温能力和高温高压流变性，以保持合理的ECD和沉降稳定性[7-12]。针对传统油基/合成基钻井液的不足，从提高核心处理剂的热稳定性和配伍性出发，研发了抗高温乳化剂、抗高温降滤失剂和抗高温有机土，且在此基础上构建了一套高性能合成基钻井液体系，并详细研究了该体系的高温稳定性、高温高压滤失及高温高压下流变性，以满足现场安全钻井的需求。

1 高性能合成基钻井液体系的构建

所谓高性能合成基钻井液，是指其密度在2.0 g/cm3、温度在200 ℃或以上时，钻井液保持低黏度、低切力、滤失量小及重晶石沉降稳定性好。即该钻井液在65 ℃下100 r/min读数不宜太高（该转速与钻井过程中钻井液在环空的上返速度相近）[13]，滤失量小于5 mL，且重晶石的沉降因子（SF）不大于0.52，能满足安全密度窗口窄地层钻井的技术需求。体系构建的关键因素是抗温达200 ℃以上的乳化剂、有机土及降滤失剂等核心材料的开发，其中乳化剂是确保钻井液在高温下的乳化稳定性的核心材料，其对固相颗粒的油润湿性、钻井液的流变性和滤失性能起到协同增效作用。目前，国内外传统的合成基钻井液使用的乳化剂抗温性不好，在高温下容易降解，由此导致体系的稳定性下降，如高温增稠，滤失量增大等，难以满足高温高压井的现场的要求[14-19]。此外，高温降滤失剂和有机土等其他核心材料的热稳定性和配伍性也极为重要。

1.1 核心处理剂的研制

1.1.1 抗高温乳化剂

合成基钻井液主要为油包水乳液，其整体性能的好坏主要取决于使用乳化剂的效果是否良好，乳液是否稳定。目前，国内外合成基钻井液中常用乳化剂主要有不同碳链长度的高级脂肪酸皂、氧化妥尔油及其衍生物、胺基类的乳化剂（如酰胺类和咪唑啉类），但当温度大于232 ℃时，这些乳化剂容易受热分解[10-12]。因此，在不引入酰胺基团或酸酐基团等不耐温官能团的前提下，从分子结构水平上重新设计，合成了一种具有特殊结构的多羟基乳化剂DF-MOCOAT UT，可以作为高性能合成基钻井液体系的乳化剂，其具有优异的乳化性能。对比了其与传统乳化剂的乳化性能，结果见图1。

图1 不同乳化剂的乳化率随时间的变化

由图1可以看出，由DF-MOCOAT UT配制的油包水乳状液，在232 ℃下老化16 h、常温下静置7 d，乳化率仍然高达95%，与国际一流公司抗高温乳化剂MOEMUL-3的乳化率相当，而其他商业化乳化剂的乳化率都随着放置时间的延长迅速下降，说明了DF-MOCOAT UT具有良好的耐高温乳化性能。

利用显微技术可以直接观测乳状液的液滴形貌和尺寸分布，更为直观地表征乳液的稳定性。不同乳化剂配制的油包水乳状液在232 ℃下老化16 h后，乳状液液滴的尺寸大小及分布情况见图2。由图2可 知， 由DF-MOCOAT UT或MOEMUL-3配制的乳状液液滴粒径较小，分布也较为均匀，说明研发的乳化剂DF-MOCOAT UT与MOEMUL-3具有较高的乳化率，与上述测定的乳化率相一致。而由MOEMUL-2或MOEMUL-5配制的乳状液经过高温老化后，乳液滴的尺寸较大且分布不均匀，发生显著的聚并，说明由M O E M U L-2或MOEMUL-5配制的乳状液高温老化后不稳定，乳化率随时间急剧下降。可能的原因为高温使得乳化剂分子在油/水界面上排列的有序性减弱，在油/水界面上发生解吸附，界面膜强度降低，导致乳状液稳定性下降。由MOEMUL-1或MOEMUL-4配制的乳状液液滴粒径较大，且分布不均匀，因此其乳化率也较低；但由于MOEMUL-1的黏度较高，因而析出油相的速度较慢，但在放置1 d后，析出油相的速度增加，其乳状液的稳定性也要低于使用DF-MOCOAT UT配制的乳状液。

图2 不同乳化剂配制的乳状液液滴的显微镜照片

1.1.2 抗高温降滤失剂的研发

目前国内外合成基钻井液用降滤失剂主要为腐植酸酰胺类、沥青类和高分子聚合物类降滤失剂。腐植酸酰胺主要是通过腐植酸与有机胺反应生成有机酰胺，使腐植酸由水溶性变为油溶性，但该类产品在油相中分散不均匀，且耐温性不好[20]。沥青类产品高温下吸油膨胀和部分分解，通常导致流变性变差和高温高压滤失量增加[21]。哈里伯顿公司研发了一种油溶性聚合物甲基苯乙烯/丙烯酸酯共聚物作为油基钻井液降滤失剂，在抗高温、易分散等方面具有突出的优势[22]。但中国关于高分子聚合物类降滤失剂的研究报道较少。因此利用刚性单体与柔性单体，合成了一种新型的交联共聚物降滤失剂DF-MOTROL，其具有一定的油分散性和较高的抗温性能，在较低的加量下显著地降低高温高压合成基钻井液体系的滤失量。基础配方如下。

315 mL Saraline185V气制油+35 mL CaCl2（25%）+3%主乳化剂+2%辅乳化剂+2.0%有机土+3.0%CaO+重晶石（加重至2.0 g/cm3）。

在基础配方中加入DF-MOMOTROL，配制成待测试合成基钻井液，测试合成基钻井液在200 ℃老化前后的流变参数和高温高压滤失量，结果见表5。由此可知，随着DF-MOTROL加量的增大，合成基钻井液的滤失量明显降低，电稳定性提高；当DF-MOTROL加量从0～1.0%时，合成基钻井液的滤失量从23 mL降至2.9 mL，且流变参数基本不变，破乳电压增高，表明DF-MOTROL在较低的加量下就能显著地降低合成基钻井液的滤失量，并且提高乳化剂的乳化稳定性。这可能是因为DFMOTROL分散在油相中形成微米级或纳米级的胶体颗粒，能够吸附在油水界面上，与乳化剂分子协同稳定乳液。但当DF-MOTROL的加量为1.5%和2.0%时，流变参数φ100读数、PV和YP显著增加，因此DF-MOTROL的推荐加量为1.0%。

表1 DF-MOTROL加量对合成基钻井液性能的影响

在上述基础配方中加入1.0%的DF-MOTROL，考察DF-MOTROL的降滤失效果随老化温度的变化，结果如表2所示。由表2可知，在密度为1.8～2.4 g/cm3、温度在180～232 ℃范围内，合成基钻井液具有较小的滤失量和良好的电稳定性（破乳电压大于1 000 V）；密度为2.4 g/cm3的体系在232 ℃老化16 h后，高温高压滤失量仍然小于4 mL，形成的泥饼较薄且坚韧，表明DF-MOTROL在232 ℃内具有良好的降滤失性能。这主要的原因是：①溶解的部分DF-MOTROL和乳液滴侵入固体颗粒之间的空隙并在压差下产生变形，参与内泥饼的形成；②DF-MOTROL在合成基钻井液中形成了可变形的微凝胶颗粒，能够填充在乳化液滴和固体颗粒之间的界面区域，阻止油相通过泥饼流入地层；且随着滤液的侵入，越来越多的微凝胶颗粒吸附沉积在井壁表面上形成外泥饼，进一步阻止液相向地层的渗入，有良好的降滤失效果。

表2 DF-MOTROL在合成基钻井液中的热稳定性

1.1.3 抗高温有机土的研发

在合成基钻井液中，有机土既可提高体系的黏度和切力，又能降低体系的滤失量，因此有机土是合成基钻井液中不可缺少的核心处理剂之一[23]。当温度超过175或200 ℃时，传统的有机土在高温下不能够有效地提高低剪切黏度，从而导致悬浮性能变差，不能有效悬浮重晶石等固相颗粒[24-25]，因此研发性能优良的抗高温有机土是配制高性能合成基钻井液的前提。通过分析影响有机土制备的因素：黏土的类型、制备方法、改性剂的类型及含量、反应的前处理和后处理等因素[24]，研发了一种性能优良的抗高温有机土DF-MO GEL HT，其有机改性剂含量较高，且抗温性能好，在高温下能提高低剪切黏度和悬浮性能。

利用同步热分析仪对比了不同种类的有机土的抗温性能，结果见图3（a）。由图3（a）可以看出，在热重曲线上， 商业化的有机土MOGEL 1和MOGEL 2分别在250、238 ℃附近失重率开始增大，且整个升温过程幅度较大，样品质量急剧减小，而DF-MOGEL HT是在321 ℃附近失重率开始增大，且整个过程幅度较小，证明DF-MOGEL HT热稳定性明显高于MOGEL 1和 MOGEL 2有机土。

进一步考察不同种类的有机土在合成基钻井液中的φ6读数，结果见图3（b）。由图3（b）可知，MOGEL 1和MOGEL 2配制的合成基钻井液随着老化温度的升高，φ6读数逐渐减小，尤其当老化温度超过175 ℃后，其φ6读数急剧地减小，可能由于高温导致了季铵盐类的改性剂在有机土MOGEL 1和MOGEL 2上的脱附，破坏了高温有机土的结构，使其在高温下不能够有效地提高低剪切黏度和悬浮性能。而由DF-MOGEL HT 配制的合成基钻井液随着老化温度的升高，对应的φ6读数先小幅度增大，后又小幅度减小，合成基钻井液体系的流变性能保持稳定，所以DF-MOGEL HT的抗温性能最好。

图3 不同种类有机土的同步热分析结果

1.2 高性能合成基钻井液体系的构建

以乳化剂DF-MOCOAT UT、降滤失剂DFM O T R O L为核心材料，结合抗高温有机土D FMOGEL HT等，构建了具有低塑性黏度和低切力的高性能合成基钻井液，配方如下。

基液（Saraline185V气制油+25%CaCl2，油水比 为 90∶ 10）+2.0%有 机 土 DF-MOGEL HT+5%乳化剂DF-MOCOAT UT（主乳化剂与辅乳化剂的比例为3∶2）+3%氧化钙+1%降滤失剂DFMOTROL+重晶石（密度为2.0 g/cm3）。

2 高性能合成基钻井液体系的性能

2.1 常规性能评价

高性能合成基钻井液的常规性能见表3。由表3可知，该钻井液具有塑性黏度低、动切力低的特点，且破乳电压大于800 V，乳化稳定性好，高温高压滤失量小于3 mL。随着老化温度的升高，该体系的流变性稳定，滤失量基本不变，沉降因子也都小于0.51，表明所研制的高性能合成基钻井液体系在200和232 ℃老化后具有较好的稳定性。

表3 高性能合成基钻井液的基本性能

2.2 高温热稳定性

在上述研究基础上，进一步研究了高性能合成基钻井液体系的抗污染性和重晶石沉降性。按照API标准[26]，当密度大于1.8 g/cm3，推荐在合成基钻井液体系中加入20 000 mg/L钙土模拟污染的情况，因此在相同密度、油水比、钙土Revdust污染的条件下，对比研究了传统合成基钻井液与高性能合成基钻井液的性能，结果如图4所示。由图4可知，与高性能合成基钻井液体系相比，传统的合成基钻井液体系在200 ℃动态老化16 h后，流变性能变化不大，但高温高压滤失量较大，接近10 mL；尤其在200 ℃静置老化72 h后，发生严重的沉降，沉降因子为0.59，且塑性黏度和动切力等流变参数急剧增大，φ100读数由38增加到61，高温高压滤失量骤增，约为35 mL，说明传统的合成基钻井液体系在高温下其结构遭到破坏。而高性能合成基钻井液体系在200 ℃老化16 h 之后，流变性几乎不变，且滤失量很小；继续静置老化72 h后仍无沉降，沉降因子为0.52，仍然保持较低的塑性黏度和结构强度，φ100读数由22增加到28，且高温高压滤失量小于4 mL，从而表明高性能合成基钻井液体系在钙土污染的情况下仍然具有较强的高温稳定性。可能的原因为：①抗高温乳化剂具有较强的乳化性能、稀释性能和油润湿性能；②抗高温降滤失剂能有效降低滤失量，且与抗高温有机土一起辅助流型调控。同时，低的塑性黏度和结构强度说明高性能合成基钻井液高温后，依然可以通过很小的驱动力破坏其形成的空间结构，从而解决高密度钻井液因结构强度太大而造成憋泵、启动泵压过高、ECD过大诱发的井漏问题。

图4 不同合成基钻井液性能的对比

2.3 高温高压流变性能

利用Grace 7500型高温高压流变仪，测量不同合成基钻井液体系在高温高压下的流变性能，测试的温度范围为65～232 ℃，压力为34.48～206.90 MPa，结果如图5所示。从图5a）可以看出，当测试温度在65～200 ℃范围内，传统合成基钻井液体系的动切力随压力的升高而增大，随温度的升高急剧地减小，变化幅度较大，但是当测试温度超过232 ℃时，传统合成基钻井液体系的动切力又突然急剧地增大；且经过高温高压流变仪测试后的合成基钻井液体系发生明显地两相分离，上层是清澈的油相，下层是黏稠的固相，表征传统的合成基钻井液体系在高温高压下稳定性遭到破坏[27-31]，可能的原因为传统合成基钻井液体系中的化学处理剂在高温下迅速降解，不能再有效发挥作用。由图5b）可知，在65～232 ℃范围内，高性能合成基钻井液体系的动切力随温度的升高而降低，随压力的增加而增大，且测试后没有发生两相分离，从而表明高性能合成基钻井液体系具有良好的流变性能和高温稳定性。

图5 不同合成基钻井液高温高压下的流变性能

3 结论

1.研发了抗温达232 ℃的抗高温乳化剂DFMOCOAT UT、抗高温有机土DF-MOGEL HT和抗高温降滤失剂DF-MOTROL，3种核心材料相互协同作用，确保合成基钻井液在高温下的乳化稳定性、固相颗粒的油润湿性、流变性能及滤失性能。

2.与传统的合成基钻井液体系相比，高性能合成基钻井液在高密度、高温下具有低黏度、低切力、滤失量低、沉降因子小和高温高压流变性能稳定等特点。从而可以满足安全密度窗口较窄的高温高压复杂井钻井需求，具有推广应用前景。