一种含有动力学抑制剂的深水水基钻井液的研制*

刘卫红，俞 玲，许明标，王 鼎

（1.长江大学石油工程学院，湖北武汉430100；2.非常规油气湖北省协同创新中心（长江大学），湖北武汉430100）

目前，用于海洋深水作业的钻井液体系主要有水基钻井液、油基钻井液及合成基钻井液体系［1-3］。无论采用哪种钻井液体系，其性能除了满足常规的钻井液体系性能外，还必须保证在深水低温高压的环境下对气体水合物的抑制性能以及良好的流变性能［4-5］。为保证钻井作业过程中不产生气体水合物，钻井液体系中往往加入一定量的水合物抑制剂［6-7］；同时通过在体系中加入流型调节剂来保证低温环境下体系流变性的稳定。在深水水基钻井液体系中，高盐/聚合物体系是目前最常用的钻井液体系，该体系对水合物的抑制性能主要通过高浓度的盐类以及醇类等热力学抑制剂来实现，常用的盐有NaCl、KCl 等，醇类则以乙二醇、聚合醇等多元醇为主。热力学抑制剂的作用机理主要为：在气-水双组分系统中加入热力学抑制剂，可以降低水的活度系数，改变气体分子和水分子之间的热力学平衡条件，使得水合物的相平衡曲线向较低温度或较高压力的方向移动，从而可以在更高的压力和更低的温度下避免水合物的形成［8］。但热力学抑制剂有加量大、成本高的缺点，为此研究者们开发了动力学抑制剂［9-10］。动力学抑制剂一般为水溶性聚合物，在水合物成核和生长的过程中会吸附在水合物的表面上，从而阻止水合物的进一步生长。例如，动力学抑制剂聚乙烯吡咯烷酮（PVP）的单体结构中含有1个五元内酰胺环，通过环上的氧在水合物表面上形成两个氢键，从而吸附到水合物表面上，吸附在水合物上的若干五元内酰胺环协同作用，可防止水合物晶体的进一步生长。本文采用NaCl 及聚合醇（GLYCOL）作为水合物热力学抑制剂，同时配以动力学抑制剂聚乙烯吡咯烷酮（PVP）来控制气体水合物的生成；钻井液的低温流变性则通过反相微乳液聚合物增黏剂UFLOW 和改性生物聚合物增黏剂VIS-HX来调节，为控制钻井液的滤失性能，体系中加入了改性淀粉Flocat，建立了一套含有动力学抑制剂的深水水基钻井液体系，并研究了该钻井液体系的水合物抑制性能、黏温性能、抗温性能、抗污染性能和页岩抑制性能。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

改性淀粉降滤失剂Flocat，中海油田服务股份有限公司；聚乙烯吡咯烷酮（PVP），安徽海丰精细化工股份有限公司；反相微乳液聚合物增黏剂UFLOW、聚合醇GLYCOL、改性生物聚合物增黏剂VIS-HX，荆州嘉华科技有限公司。

ZNN-D6A 型六速旋转黏度计、GJS-B12K 型高频高速搅拌器、ZNS-5A 型中压滤失仪、XGRL-4 型滚子加热炉，青岛海通达专用仪器厂；SHD-1 型水合物模拟实验装置，湖北江汉石油技术有限公司。

1.2 钻井液性能测试

在处理海水中加入预水化搬土、聚合物类外加剂，搅拌30 min左右；然后再加入其它外加剂及盐，再充分搅拌30 min，采用六速旋转黏度计测定体系的流变参数；然后将钻井液转入老化罐，在设定的温度下热滚16 h，冷却至25℃后高速搅拌5 min，按照API标准测试钻井液的流变参数及滤失量。

1.3 气体水合物相平衡点测试

采用SHD-1 型水合物模拟实验装置测定气体水合物的相平衡点。该实验装置主要由可精确测量温度和压力的高压反应釜以及可程序控温的水浴系统构成。测试开始时，将加有钻井液的高压反应釜置于水浴中，釜内通入甲烷气体至一定压力，设定水浴的起始温度（通常为35℃左右），然后以1℃/min 的速度降温，同时实验装置的数据采集系统开始自动记录反应釜的温度和压力，并作出反应釜的温度压力曲线。随着温度的下降，釜内的压力会缓慢下降，当釜内的压力出现突降时，意味着生成了气体水合物。待压力下降到一定程度后，再以1℃/min 的速度开始逐步升温，此时气体水合物开始分解，釜内压力逐渐升高，当水合物的分解曲线与生成曲线相交时，此时的交点所对应的温度和压力即为所测钻井液体系的一个相平衡点。通过测定多个相平衡点，即可绘制钻井液体系的相平衡曲线。

2 结果与讨论

2.1 钻井液体系的水合物抑制性能

在室内研究的基础上得到配方为：3%搬土+处理海水+6%UFLOW+0.05%VIS-HX+20%NaCl+7%GLYCOL+3%Flocat+0.5%PVP的钻井液体系。

无动力学抑制剂PVP 的钻井液体系的水合物生成分解的相平衡曲线如图1。从图1可以看出，若海底泥线附近的水温为3℃，则对应的水合物生成压力为15 MPa 左右，意味着该体系在约1500 米水深，海底温度为3℃的环境下，可以抑制气体水合物的生成；但是如果水深进一步增加，则有可能产生气体水合物。

图1 无动力学抑制剂时钻井液体系水合物相平衡曲线

为了使该钻井液体系能适用于更深的深水环境，在体系中加入了0.5%的动力学抑制剂PVP，并对加入PVP 前后的钻井液体系进行了水合物的模拟生成实验，实验温度3℃，体系的起始压力25 MPa，钻井液压力随时间变化见图2。从图2可以看出，在3℃的低温环境下，没加动力学抑制剂PVP的钻井液体系，在约5 h后出现了压力突降，说明此时有大量的气体水合物生成；而加有动力学抑制剂PVP的钻井液在约20 h后才出现压力突降，说明动力学抑制剂PVP能控制气体水合物的生成速率，延缓气体水合物的生成。该体系在正常的钻井液循环过程中，在水温3℃左右、水深2000 m左右的环境下可有效地抑制水合物的生成。

图2 添加动力学抑制剂PVP前后的钻井液压力随测试时间变化（起始压力25 MPa）

2.2 钻井液体系的黏温性能

在深水钻进过程中，泥线附近的温度最低，钻井液的循环会经历高温和低温的循环变化。在泥线附近的低温环境下，如果钻井液的黏度变化过大会引起钻井液的当量循环密度偏高，从而引起钻井液循环漏失、糊筛等问题。基于此原因，要求深水钻井液的流变性在全温度段的循环过程中变化较小。本体系的流变性能主要是通过反相微乳液聚合物微球UFLOW 以及天然生物改性聚合物VIS-HX 来进行调节。将钻井液体系在130℃下热滚16 h，然后考察不同温度下钻井液流变参数的变化情况，结果见图3。从图3可以看出，钻井液体系的流变参数随温度的变化波动较小，尤其是与钻井液的结构黏度有关的动切力YP值基本维持恒定，说明该体系具有较好的黏温性能，具有恒流变的特性，能够满足深水钻井对钻井液流变性的要求。

图3 钻井液体系的黏温特性

2.3 钻井液体系的抗温性能

钻井液在不同层位钻进时，其温度会发生变化，因此钻井液必须具有一定的抗温性能以保证其性能的稳定。将钻井液在不同温度（60数130℃）下热滚16 h，流变参数和API 滤失量的测试结果见表1。从表1可以看出，该钻井液体系在60℃数130℃的范围内热滚老化16 h后，钻井液的塑性黏度PV及Φ6/Φ3等流变参数变化较小，同时滤失量也变化不大，说明该体系能满足不同温度层位的钻井需求。

表1 钻井液体系的抗温性能（测试温度25℃）

2.4 钻井液体系的抗污染性能

钻井液在循环过程中有可能受到高价金属离子、钻屑等的侵污，从而影响钻井液的性能，为考察钻井液体系的抗污染性能，室内研究了钻井液体系抗钙离子、钻屑污染的性能。

2.4.1 抗钙侵污性能

在钻井液体系中加入不同量的氯化钙，在130℃下热滚16 h，考察氯化钙加量对钻井液体系性能的影响，结果见表2。从表2可以看出，氯化钙侵污对钻井液体系的流变性能和滤失性能都有一定的影响，当侵污量达到3%时，体系的塑性黏度YP仍能保持在6 Pa 以上，而体系的API 失水只有6 mL。这说明该体系具有一定的抗钙侵污的能力。

表2 钻井液体系的抗钙侵污性能（测试温度25℃）

2.4.2 抗钻屑侵污性能

在钻井液体系中加入不同质量的粒径80数180 μm 的现场钻屑，130℃热滚 16 h 后考察钻屑加量对钻井液体系性能的影响，实验结果见表3。从表3可以看出，随着钻屑侵污量的增加，体系的黏度有所增加，但增加幅度较小；同时钻井液的API失水量有所下降。说明该体系具有较好的抗钻屑侵污的能力。

表3 钻井液体系抗钻屑侵污性能（测试温度25℃）

2.5 钻井液体系的页岩抑制性能

将干燥的泥页岩样品粉碎、过筛后，称取50 g的粒径 2360数 3350 μm 的岩样，加入 350 mL 的水或钻井液，然后置于老化罐中，于130℃下滚动老化16 h，冷却后倒出钻井液与岩样，过40目筛，取筛上部分岩样干燥称重，计算滚动回收率；然后再将刚刚干燥的岩样和过滤所得钻井液继续放入老化罐中，滚动16 h，按上述方法计算滚动回收率，得到二次滚动回收率。岩样在清水中一次滚动回收率仅为12.34%，而岩样在钻井液体系中一次滚动回收率为96.13%、二次滚动回收率为90.4%，说明该钻井液体系具有很好的页岩抑制性能。

3 结论

配方为3%搬土+处理海水+6% UFLOW+0.05% VIS-HX+20% NaCl+7% GLYCOL+3%Flocat+0.5%PVP 的深水水基钻井液体系，在2000 m 左右水深、3℃左右水温的深水环境下，能够有效地防止天然气水合物的生成。该钻井液体系在低温下仍能保持良好的流变性能，具有恒流变的特性；同时钻井液体系的抗温性能、抗侵污性能及抑制性能良好，能够满足海洋深水钻井作业需求。