强抑制强封堵深水钻井液的制备与性能评价*

都伟超，孙金声，蒲晓林

（1.西安石油大学化学化工学院，陕西 西安 710065；2.中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京 102206；3.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266580；4.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（西南石油大学），四川 成都 610500）

0 前言

国务院《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020）》对海洋资源的有效开发利用做出了明确阐述，深水钻井是全球为缓解能源危机未来发展的一个必然趋势。深水钻井技术难度大、风险高，对钻井液性能要求极高，但我国深水钻井液技术尚不成熟。我国南海海域蕴藏着巨大的油气资源，海洋深水油气资源的高效钻探开采是我国石油工业可持续发展的重要保障［1］。从海平面到海床深部，钻井液需经历一段较宽的温度范围，温度在海床上甚至会降至3数4℃。低温条件下钻井液黏度和切力会大幅度上升，此时循环阻力变大，油基钻井液甚至会明显出现凝胶现象，因此要求钻井液体系不仅具有耐高温性，还要求其在低温下能保持较好的流变性。由于海床特殊的压实方式，深水底部地层胶结性较差，易漏、井壁失稳较易发生，因此对深水钻井液抑制和封堵性都提出了较高要求［2-3］。深水钻井所用钻井液体系有油基钻井液、合成基钻井液和水基钻井液等［4-7］。这些钻井液在低温和高温下的流变性难以调节，黏土水化抑制性能和封堵特性仍待提高。聚合物抗温性能随分子量的升高而逐渐降低。随着勘探开发向更深、更复杂的地层发展，抗温及抑制性良好的低聚物型抑制剂的研发具有良好的发展前景［8］。

近年来，随着非常规油气资源及复杂油气藏开发的不断进行，对井壁稳定性的研究成为热点和难点［9］。为解决深水钻井液高-低温下流变性难以控制和抑制、封堵性能不足及抗温能力差等问题，以烯丙基磺酸钠（AS）、三羟乙基烯丙基溴化铵（THAAB）和甲基丙烯酸甲酯（MMA）为原料制得多羟基低聚物黏土水化抑制剂PDWC。PDWC 的特点是分子量不高，对钻井液体系流变性影响不大；其含有的大量羟基可保证该剂牢固的吸附并包被于黏土表面达到抑制效果，同时羟基可降低水相冰点，调节钻井液体系在低温下的流变性。通过在常规水基钻井液配方中加入0.7%PDWC和10%KCl，得到性能稳定的强抑制强封堵深水钻井液体系。研究了强抑制强封堵深水钻井液的封堵性、润滑性和抗温抗盐性。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

KCl，MgCl2、CaCl2、NaCl、NaHCO3、Na2SO4、NaOH、Na2CO3、烯丙基磺酸钠（AS）、甲基丙烯酸甲酯（MMA）、异丙醇、K2S2O8、NaHSO3，分析纯，成都科龙化工试剂厂；三羟乙基烯丙基溴化铵THAAB，自制；红土颗粒取自于四川南充市嘉陵江边；钠基膨润土（Na-MMT），新疆夏子街膨润土有限公司；钻井液用重晶石BaSO4，安康市汉滨区东香矿业公司；实验所用常规钻井液基础配方：2.5%海水土浆+0.2% NaOH+0.2% Na2CO3+0.5% PF-PLUS+0.5%PF-PAC-LV+2% PF-SMP-2+2% PF-TEX+1%PF-Lube+3.0% PF-QWY+0.1% PF-XC（BaSO4加重），配方中所用钻井液处理剂全部由中海油田服务股份有限公司提供。

Prestige-21 型傅里叶红外光谱仪，北京瑞利分析仪器公司；Alliance e2695 型凝胶渗透色谱仪，美国沃特斯公司；STA449F3 型TG-DSC 综合热分析仪，德国Netzsch公司；HTD-D6S数显六速旋转黏度计，青岛恒泰达机电设备有限公司；CPZ-2型双通道常温常压膨胀仪、BRGL-7型滚子加热炉、EP-2型极压润滑仪，青岛同春石油仪器有限公司；可视中压砂管装置，自制。

1.2 实验方法

（1）PDWC 的制备。控制单体总加量为50%，准确称取0.4 g AS 溶于去离子水并置于三口烧瓶中，通氮排氧10 min；依次加入0.4 g THAAB、0.2 g MMA 和0.05 g 链转移剂异丙醇，再迅速加入0.02 g K2S2O8和NaHSO3并密封；混合溶液在70℃下聚合反应6 h 后，经无水乙醇充分洗涤，倾倒、过滤掉乙醇后置于65℃真空烘箱中24 h后制得多羟基低聚物黏土水化抑制剂PDWC。合成路线如图1所示［10］。

图1 PDWC的合成路线

（2）PDWC 分子量分布。取最佳反应条件下所得产物，采用凝胶色谱仪测定聚合物的相对分子质量。测定条件为：以三氯苯为流动相，流量为1 mL/min，色谱柱温度为150℃

（3）钻井液抑制性评价。室内采用四川红土滚动回收率和钠蒙脱土的常温常压线性膨胀实验来评价深水钻井液体系的抑制性。线性膨胀所用人造岩心的制备方法如下：取10±0.1 g在105℃下烘干的100目（0.15 mm）Na-MMT装于测桶中，在压力机上以5 MPa压力压实5 min后制得厚度为12.05 mm的岩心，测试高度设定为25 mm，时间记录步长设置为2 s，实验时间16 h。滤液为常温常压滤失实验后所得。钻屑滚动回收实验步骤为：称取50.0 g 烘干的6数8目（3.35数2.36 mm）四川红土钻屑于高温老化罐内，加入350 mL待测溶液，100℃下热滚16 h后取出，钻屑经自来水小心淋洗并过40目（0.425 mm）筛，在（105±3）℃下烘干至恒重，称重并计算回收率。

（4）钻井液体系的封堵性能。采用可视中压砂管实验考察钻井液体系的封堵性能，实验步骤如下［11］：在可视中压砂管底部放上滤纸，将20数40 目（0.85数0.425 mm）的砂子烘干后密实平装于砂管中制成模拟砂床，将350 mL钻井液缓慢倒在砂床上并快速加压至0.69 MPa，30 min 后测量钻井液在砂床内的侵入深度。

（5）模拟海水的配制。为了尽量接近现场，室内实验采用模拟海水。在自来水中加入8.7 g/L MgCl2、1.1 g/L CaCl2、27.2 g/L NaCl、0.1 g/L KCl、0.2 g/L NaHCO3、0.6 g/L Na2SO4，混合均匀。

（6）2.5%海水土浆的配制。准确量取3 L 模拟海水，加入 3 g NaOH 和 6 g Na2CO3，搅拌 10数 15 min 后，加入1 L 已充分预水化的10%土浆，搅拌20数30 min后，放置陈化24 h后使用。

2 结果与讨论

2.1 PDWC的结构表征

PDWC 的红外光谱图（图2）中，3360 cm-1附近的强烈吸收峰为THAAB 中—OH 的伸缩振动吸收峰；1750 cm-1附近为C=O 基伸缩振动吸收峰，1040和1070 cm-1附近的吸收峰为—SO3的伸缩振动吸收峰，表明烯丙基磺酸钠参与了共聚；1400和960 cm-1处为THAAB 中铵离子的特征伸缩振动吸收峰；1160 和1066 cm-1为C—O—C 的弯曲振动吸收峰，说明聚合物含有酯基。PDWC 中含有各单体的特征官能团吸收峰，表明AS、THAAB和MMA成功发生了共聚反应生成了目标产物。

图2 PDWC与各共聚单体的红外光谱图

PDWC 的分子量分布如图3所示。3 次平行实验所测的分子量分布相似，相对分子质量约为2.2×104。PDWC具有相对较小的相对分子质量，因此对钻井液体系流变性的影响较小。由PDWC 的热重分析曲线（图4）可见，在288℃附近出现波谷，此即聚合物开始剧烈分解的温度点，表明PDWC具有较好的抗温效果。

图3 PDWC分子量分布

图4 PDWC的热重分析曲线

2.2 强抑制强封堵深水钻井液配方优化

常规钻井液（基础配方）在100℃下热滚16 h前后的流变性能见表1。该基础配方钻井液受温度（5数25℃）影响较大，较低的温度下钻井液的流变性难以满足深水钻井需要。因此，需要对该钻井液体系配方进行优化。

表1 常规钻井液100℃下热滚16 h前后的流变性能*

2.2.1 KCl加量对钻井液表观黏度的影响

电解质和羟基类物质加入胶体溶液中，会破坏水液相和气相间的转化平衡，即导致水的饱和蒸汽压下降，进而导致溶液凝固点降低。同理，在钻井液中添加无机盐类理论上可降低其冰点，从而保持钻井液在低温下的优异流变性。研究表明，在深水钻井中钻遇至浅层气地层时易形成天然气水合物，在钻井液中添加无机盐类还可抑制天然气水合物的生成。因此通过添加KCl，理论上可解决低温下钻井液流变性变差的问题。在上述基础钻井液体系中加入不同浓度的KCl，热滚后的表观黏度见图5。相对于基础配方，随着KCl加量的增大，在相同测试温度下钻井液的表观黏度逐渐变小。当KCl加量为10%和15%时，钻井液体系在5℃下的表观黏度分别为36 mPa·s和38 mPa·s，二者相差不大。考虑到现场施工中的钻井液成本问题，KCl适宜的加量为10%。

图5 KCl加量对钻井液表观黏度的影响

2.2.2 抑制剂对钻井液表观黏度的影响

钻井液中加入黏土水化抑制剂可有效防止井壁坍塌，节约钻井成本并缩短钻井周期。在加有10%KCl的钻井液基础配方中，不同类型、不同量的抑制剂对钻井液体系表观黏度的影响如图6所示。不同类型抑制剂对钻井液体系均具有不同程度的增黏作用。其中固体聚合醇PF-GJC 和聚醚胺PF-UHIB 在5℃时对体系的增黏作用较明显，此时体系的表观黏度已达到55 mPa·s 以上。由于羟基类物质可降低水相冰点，进而调节钻井液在低温下的流变性。PDWC含有大量羟基，可以保证钻井液在低温下有良好的悬浮能力。当PDWC 加量为0.5%数1.0%时，钻井液体系的表观黏度可降至45 mPa·s 以下，此时钻井液流变性较好且具较强悬浮能力，适于深水钻井作业。

图6 抑制剂对钻井液表观黏度的影响

2.2.3 抑制剂对钻井液抑制性的影响

当PDWC在水溶液中加量为2.0%时，钠基膨润土所制得人造岩心的常温常压线性膨胀高度为6.7 mm，红土钻屑滚动回收率为91.6%。不同抑制剂对钻井液抑制性的影响见表2。添加不同抑制剂后，钻井液的抑制性均有提高。PF-GJC 可通过羟基牢固的吸附并包被于钻屑表面，从而有效防止钻屑水化分散，表现出良好的黏土水化抑制特性。含2.0%PF-GJC钻井液体系中钻屑的滚动回收率已由基础配方的52.3%增至73.4%。PF-UHIB 可插层于黏土晶层间，拉近晶层间距，从而有效抑制钻屑水化膨胀，表现出一定的抑制特性。含PF-UHIB钻井液体系中，钻屑的滚动回收率和线性膨胀高度分别为69.3%和2.9 mm。PDWC是相对分子质量为2.2×104的多羟基聚合物，可包裹在钻屑表面形成一层疏水的水化膜，防止钻屑水化膨胀和分散的同时，还可排斥接近于钻屑的水，从而达到良好的抑制效果［12-13］。当PDWC加量超过0.7%后，钻井液体系的抑制性变化较小。在该深水钻井液体系中PDWC的适宜加量为0.7%。

表2 不同抑制剂对钻井液抑制性的影响*

综上，强抑制强封堵深水钻井液体系的最佳配方为：2.5%海水土浆+0.2% NaOH+0.2% Na2CO3+0.5% PF-PLUS+0.5% PF-PAC-LV+2% PF-SMP-2+2% PF-TEX+0.7% PDWC+10.0% KCl+1%PF-Lube+3.0% PF-QWY+0.1% PF-XC（BaSO4加重至1.1 g/cm3）。该钻井液体系的流变性能如表3所示。

表3 强封堵强抑制深水钻井液体系流变性能

2.3 强抑制强封堵深水钻井液体系综合评价

2.3.1 抗温性

在深水钻井中，钻井液要经历一个低温到高温的过程，深水钻井液体系不仅要在低温下保持良好的流变性，还需一定的抗温能力［14］。强抑制强封堵深水钻井液体系在80、100和120℃热滚16 h后的性能参数见表4。随着热滚温度的上升，强抑制强封堵深水钻井液体系的流变性能变化不大。尤其在低温（5℃）下体系的黏度均较稳定，可以满足深水钻井的需要。80℃热滚16 h后的滤失量稍大，此温度下体系中降失水剂的高分子链尚未完全舒展，未起到良好的护胶作用。

表4 温度对强封堵强抑制深水钻井液体系性能的影响*

2.3.2 抗盐性

在钻井过程中钻井液常会遇到盐侵、钙侵和钻屑等无用固相的入侵，尤其在深水钻井中对钻井液的低温流变性要求较高的情况下，更应考查钻井液的抗盐性能。NaCl 对深水钻井液体系性能的影响见表5。随着盐加量的增大，深水钻井液体系的黏度稍有升高，失水量虽稍有增加但仍小于5 mL。由于NaCl具有很强的水化能力，会夺取钻井液中处理剂高分子的表面水化层，使高分子发生失水、凝集沉淀现象，从而丧失降失水功能。NaCl 加量为6%数8%时，钻井液体系各项指标均在接受范围之内，可用于深水钻井作业。

2.3.3 润滑性

用极压润滑仪测得强抑制强封堵深水钻井液体系的润滑系数为0.0651，远小于油基钻井液的0.3数0.9。该体系的润滑性能良好。

表5 NaCl对深水钻井液体系性能的影响*

2.3.4 封堵性

钻井液体系进入砂管30 min后，在模拟砂床里的侵入深度仅为4 cm，封堵性能优良。该钻井液体系可依靠PF-QWY 的架桥作用封堵模拟砂床的较大空隙［13］，其次可利用封堵剂PF-TEX 和PF-SMP-2封堵次级空隙，三者的协同封堵作用极大地增强了钻井液的封堵性能。

3 结论

以烯丙基磺酸钠（AS）、三羟乙基烯丙基溴化铵（THAAB）和甲基丙烯酸甲酯（MMA）为原料制得的多羟基低聚物黏土水化抑制剂PDWC 具有较低的相对分子质量、较强的抗温能力和良好的抑制性。在常规钻井液中添加10%KCl 和0.7%PDWC 得到的强抑制强封堵深水钻井液体系（BaSO4加重至1.1 g/cm3）具有良好的抑制和封堵性能、较好的抗温和抗盐能力，其低温流变性和润滑性能良好，可应用于深水钻井工程。