一种水基钻井液用高效能小分子抑制剂MVA的研究与应用

王烊，王文海，王涛，李洪磊，窦文鹏，郭栋

（中海油能源发展股份有限公司山西分公司，山西 太原 030006）

页岩地层中高岭石和蒙脱石等黏土矿物占比大、阳离子交换容量高遇钻井液中自由水易发生水化，导致井眼承压能力减小、稳定性差以及井壁失稳等问题的产生。使用油基钻井液体系可以有效缓解页岩地层水化膨胀现象，但油基钻井液成本高、环境污染大，亟需研发出适用于各区块和地层的高性能水基钻井液体系。抑制剂是水基钻井液有效稳定井壁的核心，研发能高效抑制黏土水化的抑制剂已经成为当下研究的重点。常规抑制剂大都为高分子聚合物，通过在黏土表面成膜等作用以及进入膨润土颗粒内部，起到稳定井壁的作用，但高分子聚合物会导致黏土颗粒过度聚集，破坏黏土双电层结构，使得钻井液应用效果变差。针对以上问题，本文以水热自由基聚合法合成一种低分子量的线性共聚物MVA，并对其抑制和机理进行了探索，辅以其他处理剂，优化出适用于吐哈区块地质条件的水基钻井液体系，并对其应用效果进行了评价。

1 实验部分

1.1 实验药品

主要实验药品：二甲基二烯丙基氯化铵、过硫酸铵、丙烯酰胺以及乙酸乙烯酯均为分析纯级。膨润土由夏子街膨润土有限责任公司所提供，岩屑由吐哈油田提供。

1.2 结构与性能测试

1.2.1 质子核磁共振波谱（1H NMR）

MVA采用Bruker AVANCE 600M核磁共振(NMR)波谱仪测试。使用重水（D2O）作为溶剂，溶剂的残余质子（δ=4.79 ppm）校准光谱。

1.2.2 热重分析（TG）

使用NETZSCH STA 449F5/F3 Jupiter热重/差热同步分析仪测试MVA抗温性能，50～800℃，升温速度10℃ /min。

1.2.3 平均分子量

使用岛津LC20凝胶色谱仪测量MVA的重均分子量。柱温为室温25℃，采用浓度为0.1mol/L的NaNO3水溶液作为流动相，流速为每分钟1ml。

1.2.4 线性膨胀实验

通过线性膨胀实验在室温下评价了MVA对膨润土分散的抑制性能。在室温下，用CPZ-2双通道线性膨胀仪在含有不同量MVA的溶液中进行MMT线性膨胀实验。将5g膨润土倒入模具中，并在10MPa下保持5min，然后将其在溶液中浸泡24h。

1.2.5 滚动回收实验

通过滚动回收实验，评价了高温下MVA对页岩岩屑分散的抑制性能。将1700～3350μm之间的页岩岩屑（20g）和350ml抑制剂溶液倒入老化罐中。然后高温热滚。冷却至室温后，用380μm的筛子筛选剩余的页岩岩屑，并用纯水反复清洗。最后，回收的岩屑在75℃下干燥12h并称重。页岩回收率通过以下公式计算。

式中，m1是热滚前的页岩岩屑质量；m2是热滚后剩余的页岩岩屑质量。

1.2.6 膨润土造浆实验

（1）在高搅杯中配制质量分数为2%的MVA溶液400mL。

（2）在转速为5000r/min搅拌下依次加入4%的膨润土，搅拌30min。

（3）将高脚杯从高速搅拌机上取下，在六速黏度计上进行测量。

（4）重复步骤（2）、（3）。

（5）通过式2、3、4计算得出动切力的大小，然后进行绘图。

式中，PV为塑性粘度，MPa·s；AV为表观黏度，MPa·s；YP为动切力，Pa。

2 抑制剂MVA的研制

2.1 MVA合成

水浴锅温度保持在69℃，并将加入一定量蒸馏水的三口烧瓶固定在水浴锅中，然后把按照所需比例混合均匀的丙烯酰胺（AM）、二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）以及引发剂加入三口烧瓶中，同时，用恒压漏斗将乙酸乙烯酯（VAc）滴加到三口烧瓶中（保持在1h滴完），在此过程中，一直保持无氧条件且搅拌机的转速为300r/min，反应1h后得到所需产物。

2.2 MVA表征

2.2.1 核磁共振氢谱（1H NMR）

MVA核磁共振氢谱可知：-3.85ppm（a）是Vac单体中CH-O的质子处的化学位移。在-3.23和-3.12ppm处的双峰b和c分别对应于DMDAAC单元季铵盐基团中CH2-N和CH3-N质子的化学位移。-2.63ppm（e）是AM结构单元中的-CH-质子的化学位移。因此，核磁共振氢谱表明MVA是DMDAAC、AM、Vac三种单体的共聚物。

2.2.2 热重实验（TG）

热重是评价聚合物热稳定性的常用方法。初期阶段50～241.39℃。在此温度范围内，热分解速率相对较慢，MVA的分解量较小。热分解的主要原因是自由水在吸收热量后蒸发。中期阶段为241.39～319.27℃。在此温度范围内，热分解的主要原因结合水以及一些官能团的分解和吸附在表面的低分子物质的去除。第三阶段为319.27～429.76℃。在此温度范围内，热分解速率急剧增加，然后急剧下降，且MVA的分解量较大。热分解的主要原因是当温度超过319.27℃时，MVA不能抵抗高温并开始分解。温度越高，MVA的解离度越大。当温度高于429.76℃时，TG曲线基本保持水平，表明MVA已完全降解。因此，MVA在319.27℃以下具有良好的热稳定性。

2.2.3 凝胶色谱实验（GPC）

MVA的相对分子质量为4236，符合本抑制剂分子结构结构设计。MVA具有较小的相对分子质量，因此，对钻井液体系流变影响较小。

3 抑制剂MVA的性能评价

3.1 线性膨胀实验

采用线性膨胀实验，对比分析MVA对膨润土岩心膨胀高度的影响，线性膨胀高度越低，则表明井壁稳定剂抑制效果越好，加入MVA抑制剂后，膨润土岩心线性膨胀高度相对于清水中均有明显减小，并且随着浸泡时间的增长，膨润土岩心膨胀高度逐渐趋于平衡，在12h以后膨胀高度基本不再变化，加入2%MVA溶液后膨润土岩心膨胀高度最低，在24h后膨胀高度仅为2.68mm。

3.2 页岩岩屑滚动回收实验

采用页岩岩屑滚动回收实验，对比页岩岩屑在不同浓度MVA溶液中的滚动回收率，页岩岩屑在2%MVA溶液中滚动回收率达88.79%，相对蒸馏水溶液中的提高了两倍，抑制页岩岩屑分散效果明显。

3.3 抑制造浆实验

通过抑制造浆实验，考察MVA抑制膨润土造浆的容量。在相同膨润土加量的条件下，清水中加入膨润土后动切力的值最大；在聚合醇溶液中，溶液的动切力相对于清水有明显减小对膨润土造浆过程有一定的抑制效果，在聚DMDAAC和聚醚胺的溶液中，当膨润土的加量同样为20%时，动切力相比聚合醇溶液更低。而在MVA溶液中，当膨润土加量为20%时，动切力仅为36MPa·s，比相同膨润土加量下其他几种井壁稳定剂的动切力都低，表明MVA对膨润土的造浆具有很好的抑制效果。

4 现场应用

2013年至今，吐哈油田在钻遇断层、破碎地层时，经常出现坍塌、卡钻等现象，严重制约深井、超深井钻井提速步伐；目前，常用钻井液体系在钻遇破碎易塌地层时，主要通过封堵、填充等方式强化井壁，但无法从根本上实现对井壁破碎岩石的封堵固结以及改善岩石内聚力的效果。

针对以上问题，以MVA抑制剂为核心处理剂，辅以降滤失剂、加重剂等其他必要处理剂，形成了一套水基钻井液体系，并对其流变性、滤失造壁性和页岩抑制性进行系统评价。优化出适用于吐哈地区钻井的高性能水基钻井液体系。高性能水基钻井液配方为：4%土 浆+0.2%烧 碱+2%PSC-1+2%DBFT-201+1%HS-2+0.5%MV-CMC+0.1%大钾+2%MVA抑制剂270g重晶石（密度：1.42g/cm3）。

4.1 钻井液体系基本性能评价

通过水基钻井液体系的流变性能评价数据，可以看出，体系老化前后表观黏度数据变化较小、钻井液体系切力较大悬浮岩屑能力较强、经120℃高温老化16h后高温高压滤失量仅为6.2ml，可有效抑制井壁水化。

4.2 钻井液体系抑制性评价

取吐哈油田三塘湖区块现场钻井岩屑进行滚动回收实验，实验结果可知，体系的岩屑回收率达到93%，滚动后的岩屑细小颗粒较少，岩屑的棱角清晰可见。通过实验可以看出，该体系能有效防止井筒井壁剥落掉块和失稳的情况发生。取现场大块岩屑分别浸泡在清水和钻井液体系滤液中，浸泡结果所示，岩屑在清水中浸泡16h后分散严重；而钻井液滤液中浸泡16h后未发生分散。通过实验可以看出，该体系具有良好的抑制井壁剥落掉块的作用。

以MVA为主要处理及形成的高性能水基钻井液技术已在吐哈区块井规模应用多口高难度井，有效解决了吐哈油田钻井过程中井壁剥落掉块和失稳的情况，成为吐哈油田特色钻井液技术。在玉北12-21井、8-23井、7-22井使用该体系钻井期间，钻井液性能稳定，防塌能力强，分别顺利钻穿32套煤层，煤系地层起下钻顺利，井径扩大率分别为14.18%、13.65%以及12.93%，无复杂事故发生。

5 结语

针对常规钻井液用抑制剂增黏严重这一问题研发的低分子量MVA抑制剂，其作用机理主要由3部分组成：由于MVA分子较小且带有正电荷能够进入黏土颗粒晶层内部，置换出层间金属阳离子，增加水分子进入晶层阻力，起到抑制水化的效果；MVA分子内含有多个化学基团易与黏土表面通形成离子键和氢键从而减少水分子在膨润土表面的吸附点位，减弱黏土表面水化作用；同时，由于其分子量较小，并不会对黏土形成过度聚集，同时，在钻井液体系当中小分子聚合物可以与大分子聚合物缔合，有效减小聚合物对钻井液体系流变性能的影响；以阳离子两性抑制剂（MVA）为主要处理剂，辅以其他处理剂，优化出适用于吐哈区块地质条件的水基钻井液体系。在吐哈油田三塘湖区块应用，该钻井液体系抑制性能良好，防塌能力强；利用该体系有效解决了吐哈油田钻井过程中井壁失稳、钻速慢、成本高等技术难题，有效保障安全、高效的钻井需求。