阳离子聚合物钻井液体系研制及现场试验

毛伟汉

大庆油田钻探工程公司钻井三公司

阳离子聚合物钻井液体系研制及现场试验

毛伟汉

大庆油田钻探工程公司钻井三公司

阳离子聚合物钻井液体系的抑制、包被、絮凝效果显蓍。对包被剂、抑制剂性能的评价有两种方法：一是测定岩屑回收率，回收率越高，抑制分散效果越好；二是岩心膨胀量的测定，膨胀量越低，抑制性越好。确定钻井液处理剂配方为：0.2%～0.3%HX—D+0.2%～0.3% NW—1+0～0.3%NPAN—2+0.2%～0.4%HPNH+0.2%～0.3%DJ—C（或0.2%FPS）。大、小阳离子聚合物钻井液是一种优良的聚合物钻井液体系，该体系对抑制大庆油田上部地层大段泥岩造浆和井壁泥岩水化膨胀效果显著，可有效减少缩径、井眼不畅、下钻遇阻、钻具泥包等井下复杂现象。该钻井液体系性能稳定，固相含量低，外排钻井液量少。

大阳离子；小阳离子；聚合物钻井液；黏度；实验

大庆油田油层以上为大段泥岩层，埋深最小达到800m，最大到1 000m。嫩江组从嫩4段到嫩1段长600～800m，黏土矿物含量达到50%以上，其中以蒙脱石和伊利石为主。2000年以后，通过使用钾铵聚合物钻井液体系和乳液高分子聚合物钻井液体系地层造浆得到有效控制，同时泥岩吸水膨胀导致的缩径和井壁剥落坍塌现象大幅度减少。但是钻井液稳定性还不理想，钻井液外派量大，还存在下钻遇阻、泥包问题。通过对国内外有关聚合物钻井液文献的研究，阳离子聚合物钻井液体系的抑制、包被、絮凝效果显著。经过对大阳离子、小阳离子性能以及与其他处理剂的配合性进行研究，合成了一种适合强抑制钻井液配方体系，现场应用取得了显著效果。

1 实验部分

抑制剂包括聚丙烯酸钾K—PAM、乳液包被剂GJ—2、两性离子聚合物FA368、大阳离子聚合物包被絮凝剂XW—D、小阳离子NW—1。防塌降滤失剂包括铵盐NPAN、复合铵盐NPAN—2、磺化沥青FTD2、高温高压降滤失剂HPNH、褐煤树脂SMLP。稀释剂包括改性栲胶JN—A、两性离子降黏剂XY27、低分子聚丙烯酸钠DJ—C、复合甲基硅酸钠。土粉为钠膨润土，评价土为地层取芯泥岩。

使用的仪器有苏氏漏斗黏度计、六速旋转黏度计、页岩膨胀仪、标准筛、高速搅拌器、老化罐和滚子加热炉。

1.1 处理剂抑制性能

对包被剂、抑制剂性能的评价有两种方法：一是测定岩屑回收率，回收率越高，抑制分散效果越好；二是岩心膨胀量的测定，膨胀量越低，抑制性越好。

（1）岩屑回收率实验。用钠膨润土和评价土制成人工岩屑，将待测抑制剂配成0.5%的水溶液，分别在120℃下做滚动回收率实验。将地层泥岩井段的岩心制成过10目、余20目标准筛的岩屑，烘干，然后用0.5%抑制剂溶液在120℃下做滚动16 h回收率实验。由实验结果可知，大阳离子聚合物HX—D对岩屑的回收率最高，小阳离子NW—1岩屑回收率达到65%，大阳离子和小阳离子配合岩屑回收率达到75%，且表观黏度值最小，说明大阳离子和小阳离子有较好的配伍效果。

（2）岩心膨胀量实验。用地层泥岩粉制作岩心，分别做0.5%K—PAM、0.5%GJ—2、0.5% FA3—68、0.3%HX—D+0.2%NW—1溶液的膨胀量实验。所得结果数据表明，0.3%HX—D+0.2% NW—1溶液对泥岩的抑制性最好。因此，在下面的研究中选择大、小阳离子做聚合物钻井液配伍性实验。

1.2 处理剂配伍性

（1）稀释剂配伍性实验。取现场自然造浆钻井液，加0.2%HX—D和0.2%NW—1后形成基浆，然后分别加0.4%JN—A、0.4%XY—27、0.4%DJ—C、0.4%FPS，对比稀释效果。实验结果表明，与大、小阳离子聚合物配合最好的是稀释剂DJ—C和FPS；FPS在降切方面较好，动塑比稍低，一定程度影响钻井液的悬浮岩屑的能力。因此，在钻井液体系中以DJ—C作为主稀释剂，以FPS作为辅助稀释剂，在悬浮性和电阻率条件允许情况下用FPS能更快地调整钻井液性能。

（2）防塌降滤失剂配伍性实验。在上述实验基础上，对5种防塌降滤失剂进行对比实验。对比实验结果表明，各种防塌降滤失剂都能与大、小阳离子聚合物钻井液体系配合使用，其中NPAN—2和SMLP降滤失效果显著，但SMLP比HPNH增黏效果更好。因此选择NPAN—2和HPNH作为体系的防塌降滤失剂。综合以上实验，确定大、小阳离子聚合物钻井液体系为：HX—D+NW—1+NPAN—2+ HPNH+DJ—C（或FPS）。

1.3 钻井液配方性能

（1）聚合物加量实验。由实验数据表明，HX—D的加量以0.2%～0.3%为宜，超过0.4%的加量，黏度较大，不利于钻井液后续调整。NW—1的加量以0.2%～0.3%为宜，苏氏漏斗黏度计测量的现场合适的钻井液黏度一般在30～40 s，达到56 s的黏度已经较高，这个黏度加稀释剂容易调整。因此，确定聚合物抑制剂加量为：0.2%～0.3%HX—D+0.2%～0.3%NW—1。

（2）复合铵盐加量实验。用加完0.3%NW—1的实验浆液作基浆，进行复合铵盐NPAN—2加量实验。实验数据表明，NPAN—2在开始时降低黏度；随着NPAN—2加量增加，黏度又开始上升。从黏度和失水指标看，NPAN—2的加量以0.2%～0.3%为宜。

（3）高温高压降滤失剂加量实验。在上述NPAN—2加量0.3%实验的基础上，做HPNH实验。由加量实验数据可知，HPNH的加量为0.4%时可满足需要。

（4）稀释剂加量和加重实验。将上述0.4%加量的HPNH基浆用DJ—C调整后进行加重实验。实验说明，钻井液的流变性较好，塑性黏度和动塑比都比较理想，经过稀释后钻井液黏度、滤失量合理，加重钻井液120℃热滚老化后性能没有显著变化，证明各种处理剂的加量选择比较合理。

（5）配方确定。综上所述，最后确定钻井液处理剂配方为：0.2%～0.3%HX—D+0.2%～0.3% NW—1+0～0.3%NPAN—2+0.2%～0.4%HPNH+ 0.2%～0.3%DJ—C（或0.2%FPS）。

2 现场试验

2.1 钻井液处理维护方法

（1）开钻转老泥浆10～15m3，加20～30m3水，HX—D加量0.15 t、NW—1加量0.2 t，地面经钻头循环30min，充分水化后按要求加重到设计密度，然后加入铵盐200 kg。

（2）钻进到350～400m时加入0.2 t的NPAN—2、0.2 t的HPNH。钻进过程用HX—D和NW—1水溶液维护，保持含量。黏度高时适当用DJ—C处理。

（3）加重前用DJ—C调整好钻井液黏度、切力，加入0.4 t的HPNH，加重后黏度升高可用FPS处理以稳定性能。钻进时用DJ—C维护钻井液性能，马氏黏度控制在45～55 s之间。

（4）进入P1组加入0.2 t HPNH，加入0.1～0.2 t NPAN—2，控制滤失量≤4mL，避免P1组高渗地层形成厚泥饼。

（5）完井前100 m，先用DJ—C将黏度处理到50～55 s；完钻前50m尽量减少处理剂用量，电阻率保持在3.5～4.5Ω·m/18℃之间，大排量循环洗净1.5 h以上；起钻通井后电测。

（6）下套管用FPS处理钻井液性能，达到要求再固井。

2.2 取得的效果

（1）钻井液抑制效果显著。现场应用过程中，钻屑返出效果非常好，返出大量钻屑，钻屑经过包被絮凝，成团块状。

（2）由于钻屑得到较好的絮凝清除，钻井液含砂量低，固相含量低，性能稳定时间长，从而减少了废钻井液排放量，平均减少20%。

（3）钻井施工顺利。现场试验80口井，平均井径扩大率5.6%，没出现井眼不畅、钻具上顶、钻具泥包等井下复杂现象，电测一次成功率98.2%。

3 结果与讨论

3.1 阳离子抑制剂作用机理

（1）大、小阳离子在水中电离出有机阳离子基团，靠静电与黏土表面负电吸附，这种吸附作用很强，因而比较牢固，不容易破坏。

（2）大阳离子聚合物有较长的分子链，依靠吸附基团能进行多点吸附，在黏土颗粒间进行架桥；同时层间静电吸附压缩双电层，因而可将黏土颗粒或钻屑黏接在一起形成密实团块，这就是絮凝包被作用。

（3）小阳离子聚合物是一种小分子化合物，由于分子量小，在水中的运移比大阳离子快，因而能够优先吸附在黏土表面进入晶层间，阻止水分子进入，从而抑制黏土进一步水化分散，稳定黏土颗粒。

（4）小阳离子和大阳离子相互配合，小阳离子协同大阳离子增强了抑制黏土水化分散的作用，在钻屑团块表面形成的阳离子溶剂层阻止了进一步的水化分散，因此，钻井液才具有了突出的包被絮凝作用。

3.2 其他处理剂的作用

在大、小阳离子聚合钻井液中，复合铵盐NPAN—2是一种分子量在几万到十几万的聚合物，带有大量的羧基和氨基，增强了体系水化作用，所以具有一定的稀释作用。复合铵盐使钻井液的滤液黏度增加；同时在滤饼表面形成聚合物膜，因而降低了钻井液的滤失量。

在该体系中，降黏剂DJ—C是一种分子量为几千的阴离子聚合物，依靠羧基较强的吸附和水化作用，显示了较好的降黏作用；同时，低分子量聚合物和高分子聚合物有较好的配伍性。

4 结语

（1）大、小阳离子聚合物钻井液体系有较好的抑制、包被、絮凝效果，是一种优良的聚合物钻井液体系。

（2）该体系对抑制大庆油田上部地层大段泥岩造浆和井壁泥岩水化膨胀效果显著，可有效减少缩径、井眼不畅、下钻遇阻、钻具泥包等井下复杂现象。

（3）该钻井液体系性能稳定，固相含量低，外排钻井液量少。

（栏目主持杨军）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.6.013