聚合物和膨润土协同作用对水基钻井液性能的影响研究*

高明星，王育袭

(延长油田股份有限公司志丹采油厂，陕西延安 717500)

水基钻井液主要由黏土、处理剂、钻屑和水组成，其性能与钻井液中的黏土、处理剂及其相互作用相关。传统的水基钻井液具有较高的固相含量，钻井液中黏土颗粒之间通常能够形成较强的结构，黏度的变化受黏土含量的影响较大。聚合物类处理剂在高温作用下易发生降解、交联等作用，而黏土矿物易发生聚结、钝化等作用，另外，高温还会削弱处理剂在黏土表面的吸附作用，影响处理剂的性能[1-3]。

聚合物对液相黏度或滤液的影响，主要取决于聚合分子的相对质量和分子链中吸附基团的水化特性，当聚合物浓度较高时，还会因聚合物大分子之间的交联作用而提高钻井液的黏度[4]。高分子聚合物与黏土颗粒之间的吸附和桥联作用对钻井液黏度影响较大；尤其是当井深较深时，钻屑分散时间较长，高温会促进泥页岩的分散作用，会进一步加强吸附和桥联作用，导致钻井液增稠。传统降黏剂主要是通过改变黏土矿物颗粒的分散作用而达到降低钻井液黏度的效果，主要是通过降黏剂使黏土矿物分散从而降低其形成空间网架结构的能力，达到一定的降黏效果，但是大量分散的黏土矿物颗粒又与聚合物发生较强的吸附和桥联作用，进而增强钻井液的结构黏度。综合分析，传统降黏剂在高温高压水基钻井液流变性的调控方面效果不理想[5-8]。

乙烯基聚合物由于其特殊的结构(沿主链只有C—C 键)，使其具有较好的耐热性和降黏性。膨润土的主要作用是改善钻井液的流变性，增强其过滤性，进而形成低渗透的滤饼。为评价高温高压下钻井液的性能，对不同钻井液体系开展了包括黏土膨胀率、流变性和过滤性在内的多项试验，测量了表观黏度、凝胶强度、滤液体积、屈服应力和黏土膨胀率等参数。

1 试验部分

1.1 试验材料及仪器

低分子量(3.5×104g/mol)和高分子量(5.8×105g/mol)的聚乙烯吡咯烷酮(PVP，K90)，河北拓海生物科技有限公司；平均分子量为1.7×106g/mol 的部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)，濮阳市海之源化工实业有限公司；平均分子量为1.5×105g/mol 的聚阴离子纤维素(PAC)，山东铭江化工有限公司；平均分子量为3.8×105g/mol 的瓜尔胶，广州天佳生物科技有限公司；膨润土，湖北兴东诚化工有限公司；氧化镁(MgO)，九江恒通化工有限公司；硫酸钡(BaSO4)，廊坊蓝科化工有限公司；氯化钠(NaCl)，山东正宇化工科技有限公司。以上试剂均为分析纯。

NDJ-1C 型高温黏度计，重庆英检达仪器有限公司；StuartRE401 型玻璃蒸发立式冷凝器，广州市赛拓仪器科技有限公司；HTP-3A 型高温高压泥页岩膨胀仪，青岛恒泰达机电设备有限公司；HDF-1 型高温高压动态滤失仪，青岛海通达专用仪器有限公司。

1.2 钻井液制备

将一定比例的用于配制钻井液的化合物在烧杯中溶解，并以8000 r/min 的速率搅拌30 min。搅拌完成后将配制好的钻井液放入烘箱中，在模拟高温120 ℃、剪切速率65 s-1条件下恒定溶解16 h，从而得到不同类型的钻井液。不同配方钻井液的组成见表1。

表1 钻井液配方 单位：g/L

1.3 试验过程

1.3.1 流变性试验

在室温(25 ℃)条件下，利用黏度计测量钻井液流体的流变性参数，测量的主要参数主要包括凝胶强度(Gs)、表观黏度(ηa)、屈服应力(τo)和塑性黏度(ηp)。

1.3.2 过滤性试验

在压力为3.45 MPa、温度为120 ℃条件下利用滤失仪分别测量钻井液的过滤性。当温度为120 ℃时，利用冷凝器获得滤液，同时为防止滤液挥发，保证入口和出口的压力分别为4.50 MPa 和0.75 MPa。

1.3.3 热稳定性试验

为测试钻井液在高温下的热稳定性，在温度范围为70～120 ℃，利用高温黏度计测量钻井液的屈服应力和凝胶强度。

1.3.4 膨胀率试验

将15 g 膨润土放入液压缸中，并在69 MPa 的压力下压制3 h，制备试样。为了确保相对湿度在5%以下，将试样在含有饱和CaCl2溶液的干燥器中保存放置24 h。将试样浸泡在表2 中所述的聚合物溶液中，并利用膨胀仪测量试样的膨胀率，利用测厚仪测量试样前后变化的尺寸。

表2 用于膨胀率试验的聚合物溶液

2 结果和讨论

2.1 流变性和过滤性试验

钻井液流变参数中的表观黏度和塑性黏度是考察钻井液悬浮钻屑能力的重要参数，屈服应力与悬浮液中黏土颗粒的排列有关，黏土的膨胀性取决于蒙脱土的含量和平衡离子的分布。0#水基钻井液的流变参数见表3。

表3 0#水基钻井液的流变参数

由表3 可见：0#水基钻井液表观黏度值较低，说明该钻井液的保水性较差，主要与钻井液中二价阳离子(钙、镁离子)的存在有关。二价阳离子的存在还阻碍了黏土在水中的分散，因此滤液量也较高。

在高温高压下，对含天然聚合物(PAC 和瓜尔胶)的0#基准钻井液进行了流变性和过滤性试验，传统水基钻井液在120 ℃和3.45 MPa 下滤液体积超过40 mL，证明了传统水基钻井液在高温高压下的不稳定性。

流体的流变性和过滤性与钻井液中黏土矿物和聚合物的相互作用直接相关。在高温(120 ℃)下，考察了加入不同配比黏土矿物和聚合物的钻井液的流变性能，结果见表4。

表4 高温下不同钻井液的流变性能

由表4 可见：与0#基准钻井液相比，仅添加不同含量HPAM 的1#和2#钻井液黏度有所增加，但滤液量变化不大。为考察聚合物和膨润土之间的协同效应，将PVP 添加到钻井液中，目的是缩短过滤时间，减少滤液的体积。其中，含有高分子量PVP 的钻井液(3#、4#、5#和6#)的流变性得到显著改善，主要是由于高分子量聚合物和黏土矿物之间的缔合相互作用以及黏土颗粒之间的相互结合有利于黏土絮凝；在加入低分子量PVP 的钻井液(7#、8#、9#和10#)中，黏度和滤液量均降低，主要原因是加入低分子量PVP 后，黏土的分散性得到增强。由此可见，钻井液的黏度和黏土膨胀度之间存在直接的相关性，9#和10#钻井液的滤液量最小，仅为23 mL 左右。钻井液的滤液量小表明溶液中的游离水较少，同时形成的低厚度滤饼也导致滤液量减少。

优化后不同钻井液的黏度曲线见图1。

图1 不同钻井液流体的黏度随剪切速率的变化曲线

由图1 可见：钻井液的黏度均随剪切速率的下降而下降，表现出假塑性行为。与使用低分子量PVP(9#和10#)和常规天然聚合物(0#)的钻井液相比，使用高分子量PVP 的钻井液(5#和6#)具有更高的黏度。9#和10#钻井液的黏度均低于0#基准钻井液，表明低分子量PVP 具有分散作用。尽管PVP 溶于水后的分子结构中不带电荷，但黏土表面上的离子与PVP 结构中的酰胺基团之间可能会发生特定的相互作用，有利于内部空间的稳定及其在溶液中的分散。5#高分子量PVP 钻井液具有最佳的流变性和过滤性。

2.2 热稳定性试验

分别对含有0#基准钻井液、5#高分子量PVP钻井液和10#低分子量PVP 钻井液进行了热稳定性试验，试验温度70～120 ℃，评价了不同钻井液的屈服应力和凝胶强度随温度升高的变化趋势，结果见图2 和图3。

图2 温度对钻井液屈服应力的影响

由图2 和图3 可见：温度升高有利于钻井液中黏土的絮凝，因此在试验完成后需要使用分散剂来控制钻井液的渐进凝胶。屈服应力和凝胶强度等参数与黏土中的颗粒排列相关。5#钻井液的屈服应力最高，说明该钻井液体系为絮凝体系。然而，10#钻井液的屈服应力最低，主要是因为低分子量PVP有助于黏土分散，从而形成的钻井液体系为分散体系。0#钻井液的屈服应力处于两者之间，主要原因是天然聚合物中的多糖有利于黏土絮凝。

造成这些现象的原因主要与粒子间的相互作用及粒子与聚合物间的表面接触有关。10#钻井液中悬浮颗粒与水之间的相互作用更强，接触面积更大，加剧了体系中的分散作用，降低了颗粒间的摩擦力，导致溶液的屈服应力降低。而高分子量PVP 会加剧粒子间的相互作用，导致损耗较大，屈服应力下降程度较大。

凝胶强度的试验结果证明了先前的结果，10#钻井液在整个试验温度范围内凝胶强度均保持恒定，证明加入低分子量PVP 的钻井液所形成的体系比较分散，即使在较高的温度下也保持流变参数的稳定，钻井液具有良好的流变性和过滤性能。同时，5#钻井液形成了渐进凝胶体系，凝胶体系的机械强度随着温度的升高而增大，表明钻井液在逐渐凝固，该现象会影响钻井作业的正常开展，需要在静态周期后重新启动循环，可能会导致压力泵过载和岩石破裂。

在含有天然聚合物的0#钻井液中，凝胶强度随温度的升高而下降，证明多糖对温度比较敏感。当温度升高至100 ℃左右时，0#钻井液的凝胶强度会降至0 左右，证明该钻井液中的粒子无法与固体颗粒相互作用形成凝胶结构。当钻井作业中断时，无法形成凝胶结构的钻井液不会使岩屑处于悬浮状态，从而影响岩屑的上返，影响钻井性能。

高温高压下的流变性和过滤性变化可以通过聚合物和黏土矿物之间发生的相互作用来解释。乙烯基聚合物表现出良好的热稳定性，因为除了其主链由C—C 键组成之外，PVP 中的酰胺基团会导致聚合物结构中的部分电荷，可以与黏土中的电荷相互作用。聚合物与膨润土之间的协同作用导致钻井液处于分散状态，同时有助于胶体填充形成低渗透性滤饼，改善了钻井液的过滤性能。

2.3 膨胀率试验

膨胀率试验结果见图4。

图4 膨润土在不同溶液中的膨胀率变化

由图4 可见：膨润土在蒸馏水中的膨胀率最高，表明膨润土在蒸馏水中具有良好的分散性。当溶液为低分子量PVP 时，膨胀率有所降低；当溶液为高分子量聚合物(高分子量PVP 和HPAM)时，膨润土的膨胀率进一步降低，聚合物的分子量越高，该现象越明显。其中高分子量PVP 溶液对应的膨胀率最低，主要原因是膨润土岩心会形成纤维结构，PVP中的酰胺基和膨润土表面上的羟基间相互作用抑制了与水的相互作用，使颗粒表面的亲水性减弱，造成膨润土絮凝，膨胀率降低。

2.4 使用桥接剂的中试试验

为进一步评价该钻井液在钻井现场的适用性，在10#钻井液的基础上加入了桥接剂重晶石(硫酸钡)得到11#钻井液，以进一步优化钻井液的流变性、过滤性和热力学参数，重晶石的加入有助于形成分散的黏土-水体系。加入重晶石前后钻井液的黏度随剪切速率变化的曲线见图5。

图5 加入重晶石前后钻井液的黏度曲线

由图5 可见：由于重晶石不溶于水，在溶液中保持悬浮状态，因此两种溶液的流变性能基本保持一致，但是悬浮固体和聚合物之间的相互作用会改善滤饼的特性。11#钻井液在高温高压下的滤液体积仅为12.0 mL，相比10#钻井液的滤液体积降低了近50%。

使用桥接剂(如硫酸钡和碳酸钙)，更有利于滤饼的形成。钻井液中的水会渗透岩层，悬浮在钻井液中的固体颗粒会侵入到岩石孔隙区域，堵塞岩石孔隙，造成地层伤害。钻井液具有良好的过滤性能可以最大限度地减少地层岩石与钻井液之间的相互作用，提高体系的化学稳定性，减少对油层敏感区域的损害。与目前钻井现场作业中使用的水基钻井液相比，11#钻井液具有较好的低滤失性。

3 结论

为确定是否可以采用水溶性乙烯基聚合物和膨润土制备适用于高温高压下的水基钻井液，对不同的钻井液分别进行了流变性、过滤性、热稳定性和膨胀率试验。由试验结果可知，膨润土与不同分子量聚合物间的作用方式不同。当钻井液矿物水化程度较低时，高分子量PVP 有利于促进絮凝体系的形成；另一方面，低分子量PVP 通过稳定效应有利于黏土颗粒的个体化，形成具有较低屈服应力的高度水化和分散体系，并在试验温度范围内保持凝胶强度稳定，证实了该体系在高温高压条件下的可行性。同时该钻井液的膨胀率与蒸馏水相似，有利于黏土在溶液中的分散，加入桥接剂后钻井液的滤液体积仅为12.0 mL，证明可以成为水基钻井液的替代品。