一种抗高温高密度水基钻井液体系的优选及室内评价研究

杜彦江

(长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100)

吴洪特

一种抗高温高密度水基钻井液体系的优选及室内评价研究

杜彦江

(长江大学石油工程学院，湖北 武汉 430100)

吴洪特

(长江大学化学与环境工程学院，湖北 荆州 434023)

[摘要]针对深井、超深井温度和压力高，地层结构复杂等因素，结合深井钻井液的技术特点，通过对抑制剂、抗高温稳定剂、抗高温降滤失剂、抗高温增黏剂、润滑剂等添加剂的优化，研制了一套密度在1.80~2.20g/cm3可调、具有现场可操作性的抗高温高密度水基钻井液体系HTDF，其配方如下：4%膨润土+0.1%NaOH+0.5%乙醇胺+0.5%PADS+3%CSMP-2(视博)+3%SPR(视博)+0.2%KPAM+0.3%PAMS+1.5%TEX+重晶石，并对其高温稳定性、抗污染性、抑制性、润滑性、油层保护性和高温高压滤失性能等进行了室内评价。结果表明，该体系具有长时间的抗温稳定性(抗200℃)，能有效抑制泥岩的水化膨胀，具有较强的封堵性，滤失量低，对储层伤害小，可以满足钻进时工程地质要求。

[关键词]水基钻井液；高温稳定性；抗污染性；抑制性；润滑性；油层保护性；高温高压滤失性能

与常规钻井相比，深井钻井中对钻井液的要求更高，尤其需要具有良好的钻井液抗高温性能。因此，抗温性及其在高温下的滤失性、流变性是抗高温高密度钻井液的研究难点。与油基钻井液相比，水基钻井液成本较低，维护简便，满足环保要求，对于发现油气层有利，且处理井漏等复杂情况相对容易[1~6]。为此，笔者通过对抑制剂、增黏剂、降滤失剂等添加剂的优选来建立一套抗高温高密度水基钻井液体系，以便为顺利进行深井钻井提供帮助。

1抗高温高密度钻井液特点

在高温的作用下，钻井液的各种成分可能发生发酵、降解和增稠等变化，造成钻井液性能发生变化。在高地层压力的作用下，钻井液要有很高的密度可调性，随着钻井液密度的提高，钻井液中固相含量高，可能发生井漏、压差卡钻等井下复杂情况。因此，深井钻井液必须具有以下特点：

1)具有抗高温能力。使用各种能够抗高温的处理剂，如褐煤类产品(抗温204℃)比木质素类产品(抗温170℃)有更高的抗温能力[7~9]。

2)在高温条件下具有强抑制能力，如常用的KCl、NaCl等无机盐与有机阳离子聚合物处理剂等都能提高体系的抑制性能。

3)具有良好的高温流变性。对深井加重钻井液，应加强固控，合理控制膨润土含量以避免高温增稠。可以通过加入生物聚合物等改进流型以提高携屑能力。

4)具有良好的润滑性[10~14]。通过加入抗高温的液体或固体乳化剂以及混油等措施来降低摩阻。

2抗高温高密度水基钻井液体系研究

2.1抑制剂的优选

在基浆(4%膨润土+0.1%NaOH)中加入不同量的聚胺(PADS)，对泥岩岩屑进行滚动回收率试验，试验条件为150℃/24h，试验结果如表1所示。由表1可知，当聚胺加量为0.5%时，滚动回收率为90.5%，明显提高了水基钻井液的抑制性。

表1　不同聚胺加量下的岩屑滚动回收率表

2.2抗高温稳定剂的优选

对抗高温稳定剂进行优选来增强钻井液的高温稳定性。老化试验条件为200℃/24h，基浆为4%膨润土+0.1%NaOH+0.5%PADS。抗高温稳定剂的优选数据表如表2所示。对比基浆老化前后的性能变化，选用乙醇胺作为体系的高温稳定剂较好，其适宜加量为0.5%。

表2　抗高温稳定剂优选数据表

注：AV为钻井液的表观黏度；PV为其塑性黏度；YP在数值上等于表观黏度与塑性黏度的差值，表示钻井液的动切力的大小。

2.3抗高温降滤失剂的优选

以4%膨润土+0.1%NaOH+0.5%乙醇胺+0.5%PADS为基浆对15种抗高温降滤失剂进行了抗温性能测试，并从中优选出单一抗高温降滤失剂CSMP-2与CSMP-3(老化条件为200℃下热滚24h)。试验结果如表3所示。由表3数据可知，3%CSMP-2(视博)+3%SPR(视博)的降滤失剂的复配体系的降滤失效果较好，滚后体系的API滤失量FLAPI小于10ml，高温高压滤失量FLHTHP小于25ml。

表3　降滤失剂的复配优选数据表(老化后)

2.4抗高温增黏剂的优选

以4%膨润土+0.1%NaOH+0.5%乙醇胺+0.5%PADS+3%CSMP-2(视博)+3%SPR(视博)为基浆来考察复配增黏剂的抗盐性与抗温性(见表4)。由表4可知，基浆中加入各聚合物后，体系的黏度增加，滤失量稍有减少，且都具有一定的抗盐性。但是基浆+0.2%KPAM+0.3%RHPT-1与基浆+0.2%KPAM+0.3%HV-CMC在200℃下老化24h后其黏度与滤失量都与基浆相当，而基浆+0.2%KPAM+0.3%PAMS老化前后的黏度变化小，老化后滤失量略有增加，表明其具有较强的抗盐性与抗温性，推荐使用0.2%KPAM+0.3%PAMS作为体系的增黏剂。

2.5润滑剂的优选

润滑剂选用低荧光磺化沥青(简称TEX)，其基浆为：4%膨润土+0.1%NaOH+0.5%乙醇胺+0.5%PADS+3%CSMP-2(视博)+3%SPR(视博)+0.2%KPAM+0.3%PAMS+重晶石(密度为2.0g/cm3)，老化条件为200℃下热滚24h，并用NF-2型粘附系数测定仪进行测试(见表5)。由表5可知，TEX对钻井液的流变性影响较小，还有利于降低钻井液的滤失量，且当加量为1.5%时，钻井液的粘附系数达到最低，因而TEX的适宜加量为1.5%。

表4　增黏剂优选数据表

表5　润滑剂优选数据表

2.6抗高温高密度水基钻井液配方

表6　不同密度下抗高温高密度水基钻井液性能评价表

综合各处理剂优选结果，最终研制了一套密度在1.80~2.20g/cm3之间可调、具有现场可操作性的抗高温高密度水基钻井液体系HTDF，其配方如下：4%膨润土+0.1%NaOH+0.5%乙醇胺+0.5%PADS+3%CSMP-2(视博)+3%SPR(视博)+0.2%KPAM+0.3%PAMS+1.5%TEX+重晶石。不同密度下抗高温高密度水基钻井液性能表如表6所示。由表6可知，随着钻井液密度的增加，钻井液表现出较好的流变性和降滤失性，可以满足现场施工要求。

3抗高温高密度水基钻井液体系的性能评价

以密度2.0g/cm3的HTDF体系为例，评价其热稳定性、抗污染性、抑制性与油层保护效果。

3.1热稳定性评价

将HTDF体系分别在200℃下连续动态老化16、24、48、72h并测定其性能，试验结果如表7所示。将HTDF体系分别在160、180、200℃下分别连续动态老化24h并测定其性能，试验结果如表8所示。由表7与表8可知，HTDF体系的流变性能和高温高压滤失性能均随老化时间与老化温度的增加而有所增加，但都在较小的范围内，说明该体系能抗200℃高温。

表7　不同老化时间下抗高温高密度水基钻井液

表8　不同老化温度下抗高温高密度水基钻井液

3.2抗污染性评价

表9　HTDF体系抗污染性能评价表(老化后)

采用NaCl、CaCl2和劣质土作为污染物来评价HTDF体系的抗污染性能(老化条件为200℃下热滚24h)，试验结果如表9所示。由表9可知，HTDF体系具有较好的抗污染性能，可以满足现场钻井作业需求。

3.3抑制性评价

通过线性膨胀试验和岩屑分散试验评价HTDF体系的抑制性能，由试验结果如表10和表11所示，HTDF体系能很好抑制岩屑的水化分散与水化膨胀，即其具有良好的抑制性能。

表10　150℃/24h后HTDF体系的滚地回收率

表11　常温常压下HTDF体系的线性膨胀率

表12　HTDF体系的储层保护性能评价表

3.4油层保护效果评价

HTDF体系的储层保护性能评价表如表12所示，室内储层保护试验结果表明，岩心具有较高的渗透率恢复值，HTDF体系具有较好的油层保护效果。

4结论

1)HTDF体系配方简单，维护方便，易操作，性能稳定，具有一定的经济适用性和推广价值。

2)优选出的抗高温高密度水基钻井液HTDF体系具有良好的热稳定性、抗污染性能、抑制性与储层保护效果，可满足深井钻进时工程作业需要。

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[编辑]洪云飞

[引著格式]雷昕，楼岱莹，周明明.一种适用于低渗透水敏油层的钻井液室内研究[J].长江大学学报(自科版)，2015,12(16)：5~7，17.

1 Selection of A Water-based Drilling Fluid System of High-temperature Resistance and High Density and Its Laboratory Evaluation

Du Yanjiang(YangtzeUniversity,Wuhan430100)

Wu Hongte(YangtzeUniversity,Jingzhou434023)

Abstract:In consideration of the problems of high temperature and high pressure and the complex formation structures of deep and ultra-deep wells, combined with the technical characteristics of deep well drilling fluid, a set of water-based drilling fluid systems of high temperature and high density are developed by optimizing the inhibitive agent, high temperature stabilizer, high temperature fluid loss additives, high temperature viscosifier and lubricity, it has an adjustable density between 1.80~2.20g/cm3, it is a water-based drilling fluid system of high-temperature resistance and high density (HTDF) and it has field operability.The formula includes 4% bentonite +0.1% NaOH+ 0.5% ethanolamine +0.5% PADS+ 3%CSMP-2+3%SPR+0.2%KPAM+0.3%PAMS+1.5%TEX+ barite.And its high temperature stability, pollution resistance, inhibitory, lubricity, reservoir protection and high temperature and high pressure filtration are evaluated in laboratory.The results show that the system has a long time of temperature resistance (200℃)with the strong sealing ability, low filter loss, little damage to the reservoir, it can prevent and control the hydration of mudstone effectively and meet the engineering geological requirements of drilling.

Key words:water-based drilling fluid; high temperature stability; pollution resistance, inhibitory; lubricity; reservoir protection; high temperature and high pressure filtration

[引著格式]杜彦江,吴洪特.一种抗高温高密度水基钻井液体系的优选及室内评价研究[J].长江大学学报(自科版)，2015,12(16)：1~4.

[作者简介]雷昕(1971-)，男 ，硕士，工程师，现主要从事泥浆开发和现场技术方面的研究工作；E-mail：271716244@qq.com。

[文献标志码]A

[文章编号]1673-1409(2015)16-0001-04

[中图分类号]TE254

[通信作者]吴洪特(1963-)，女，教授，现主要从事油田化学品合成方面的教学与研究工作；E-mail: wuhongte@163.com。

[基金项目]国家科技重大专项(2008ZX05056-005;2008ZX05030-007)。

[收稿日期]2015-02-10 2015-02-16