高内相逆乳化钻井液体系的室内研究

蒋官澄，任妍君，郑杜建，安玉秀

（1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京102249；2.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京102249；3.中国石化石油工程技术研究院德州大陆架石油工程技术有限公司，山东 德州253005）

对比水基钻井液，油基钻井液具有抗高温、抗盐钙侵、有利于井壁稳定、润滑性好及对油气层损害程度较小等优点，目前已成为钻高温深井、水平井、大斜度定向井和各种复杂地层的重要手段，并且还广泛用做解卡液、射孔完井液和修井液等［1］。但是，油基钻井液比水基钻井液成本高的多，且会对生态环境产生严重影响，从而大大限制了油基钻井液的推广应用［2］。降低逆乳化钻井液的油水比，是有效减少油基钻井液的成本、毒性及钻屑含油量有重要途径。从20世纪80年代开始，国外研究者致力于高内相逆乳化钻井液（油水比低至50∶50～20∶80）的研究［3］。Daynes等［4］采用多种乳化剂协作并增加乳化剂的加量研制成油水比50∶50的逆乳化钻井液。Ezzat等［5］采用一种高分子表面活性剂并选用溴化锌盐水做水相研制成油水比50∶50～40∶60的逆乳化钻井液。Nicora等［6］研究制成油水比50∶50～40∶60的逆乳化钻井液，并将固相加量减少了55%。Mark Luyster等［3］采用自制新型乳化剂研制成油水比50∶50～20∶80的逆乳化钻井液，但体系的稳定性欠佳。在国内，油水比50∶50～20∶80的逆乳化钻井液体系尚未见报道。笔者从优选新型乳化剂入手，构建了高内相逆乳化钻井液体系，为实现油基钻井液的低油、低毒、低成本以及低固相或无固相提供理论基础和技术支持。

1 高内相逆乳化体系乳化剂的优选

逆乳化钻井液（油包水乳化钻井液）以油相作为连续相，水相作为分散相，通过油溶性乳化剂来强化乳化稳定性。当前，逆乳化钻井液的油水体积比通常为80∶20～90∶10。分散水相比例的增加，会破坏体系的乳化稳定性，以及导致体系黏度（尤其是塑性黏度）、滤失量的增加，从而导致整个钻井液体系的性能失控。聚氧乙烯脂肪胺是一类非离子型两亲性物质，分子中没有可水解的官能团，疏水端是C8～C18的碳链，亲水端是乙氧基化的胺基。本文首先考察了17种聚氧乙烯脂肪胺的结构与乳化能力的关系，在此基础上优选出最佳乳化剂并成功制备了油水比为50∶50，密度范围为1.1～1.85g／cm3的高内相逆乳化钻井液。

具体方法为：采用5＃白油、30%钙盐水、3.6%聚氧乙烯脂肪胺类乳化剂、1%HFGEL-120型有机土、0.5%石灰，油水比为50∶50，制备油包水乳状液。采用Fann23C电稳定测试仪测试乳状液的破乳电压，破乳电压越高表明乳状液越稳定；静置7d，观察乳状液的分层情况，上部清液的体积越小，表明乳状液越稳定。

采用Griffin提出的质量分数法以及重量分数加和法，分别计算聚氧乙烯基非离子表面活性剂以及混合表面活性剂的HLB值［7-8］，计算公式如式（1）、式（2）所示。对于已知结构的表面活性剂的研究和应用来说，采用有关公式计算HLB值十分方便，精度一般可以满足生产和应用的需要［9］。

其中：HLBi—表面活性剂i的亲水亲油平衡值；MH—亲水基团的相对分子质量；ML—亲油基团的相对分子质量表面活性剂混合物的亲水亲油平衡值；Ri—表面活性剂i的质量分数。

17种聚氧乙烯脂肪胺的分子结构与乳化能力的关系，如表1所示。聚氧乙烯脂肪胺类乳化剂的乳化稳定性随着疏水端链长度与分布、亲水亲油平衡值（HLB值）的不同而不同。（1）对于具备相同疏水端的聚氧乙烯脂肪胺而言时（如编号4与13所示或编号2、5与9所示），HLB值随乙氧烯聚合度的增加而增加，HLB值在5～6之间更利于油包水乳状液的稳定。（2）对于具备相近HLB值（HLB值＝5～6）的聚氧乙烯脂肪胺（如编号1、2、3、4所示），疏水端链越长越有利于油包水乳状液的稳定；疏水端呈多链分布比疏水端呈单一链分布更有利于油包水乳状液的稳定，但是，要保证多链分布中C18链的比例较C8-16链的比例更具优势。

表1 聚氧乙烯脂肪胺类乳化剂分子结构与乳化稳定性能的关系（25℃）

2 高内相逆乳化钻井液体系的配制及性能评价

选择表1中编号1对应的聚氧乙烯脂肪胺作为高内相逆乳化钻井液的核心乳化剂。基浆配方：5＃白油＋30%钙盐水＋HFGEL-120型有机土（w＝1%）＋石灰（w＝0.5%）＋聚氧乙烯脂肪胺-1＋自制酰胺类稳定剂，油水比50∶50，重晶石加重，设计钻井液密度为1.2～1.85g／cm3。分别在120～160℃热滚老化16h，测定体系的流变性（测试温度为50℃）、滤失性、破乳电压。通过改变乳化剂加量、添加稳定剂进行复配，以及优化高内相逆乳化钻井液的基本性能，由此确立高内相逆乳化钻井液的配方。

2.1 高内相逆乳化钻井液体系的构建

2.1.1 乳化剂加量的影响

乳化剂的加量与乳状液的稳定性、黏度密切相关。保持体系基本配方不变，改变乳化剂的加量，常温下测试乳化稳定性、流变性和滤失性，结果见表2。由表2可知：对于密度1.35g／cm3的体系，乳化剂加量越高，高内相逆乳化钻井液体系的稳定性越好，动切力也得到改善，但不能改善体系的抗高温乳化性，120℃高温老化后，体系的破乳电压大幅度降低，且高温高压滤失性较差；同时，120℃老化后，1.20～1.65g／cm3密度范围内体系的流变性得到改善，塑性黏度稍微降低，动切力升高，流变性质整体得到改善；但是乳化剂加量增大后，高温老化对塑性黏度的改善效果消失。

表2 乳化剂用量对高内相逆乳化钻井液性能的影响

2.1.2 自制酰胺类稳定剂的影响

在w（乳化剂）＝3.6%，w（稳定剂）＝1%条件下，考察自制酰胺类稳定剂对高内相逆乳化钻井液体系基本性能的影响，结果见表3。由表3可见：酰胺类稳定剂的加入明显改善了体系的抗温稳定性和滤失性。在1.20～1.85g／cm3内，添加稳定剂的体系，经120℃高温老化后，其乳化稳定性、高温高压滤失性优异，破乳电压仍能维持在469～689V，滤失量小于6mL，滤饼薄韧、致密、光滑；160℃高温老化后，体系的破乳电压有所降低，但高温高压滤失性却保持优异，滤失量小于10mL，滤饼薄韧、致密、光滑（如图1所示）。同时，从表3可以看出：酰胺类降滤失剂的加入对塑性黏度影响较小，而较明显地提高了动切力；高温老化后，体系表观黏度、塑性黏度、动切力都出现降低，但都在工程应用要求范围内。

表3 制酰胺类稳定剂对高内相逆乳化钻井液体系基本性能的影响

一般认为，水相、固相的增加会会导致稳定性和滤失性变差，但是本文研制的油水比50∶50的钻井液体系的稳定性和滤失性仍属良好，且乳化稳定性、密度范围远高于 Mark Luyster（2011）［3］所研究的同类型钻井液体系（油水体积比1∶1，密度1.2g／cm3，破乳电压范围为200～300V）。

2.2 高内相油包水乳化钻井液体系应用性能评价

高内相逆乳化钻井液体系的配方：5＃白油＋25%CaCl2溶液＋聚氧乙烯脂肪胺-1（w＝3.6%）＋自制酰胺型稳定剂（w＝1%）＋HFGEL-120型有机土（w＝1%）＋石灰（w＝0.5%），油水体积比为50∶50，重晶石加重到密度为1.35g／cm3。利用上述配方，配制高内相逆乳化钻井液体系，测定该体系的抗污染性、抑制性、储层保护性能，以进一步评价该钻井液体系在钻井方面的应用性能。

图1 高温高压滤饼a、b、c分别是表3中密度1.35、1.65、1.85的体系经120℃、3.5MPa高温高压滤失的滤饼；d是表3中密度1.65的体系经150℃、3.5MPa高温高压滤失的滤饼；e是表2中密度1.65的体系经经120℃、3.5MPa高温高压滤失的滤饼。

表4 高内相逆乳化钻井液体系的抗污染性能

表5 高内相逆乳化钻井液体系的热滚回收率（120℃，16h）

表6 高内相逆乳化钻井液体系的渗透率恢复值（60℃，3.0MPa）

2.2.1 抗污染性

高内相逆乳化钻井液体系的抗污染性能见表4。由表4可见：往高内相逆乳化钻井液体系中加入15%（M／V）钻屑、10%（M／V）硫酸钙、10%（V／V）的20%氯化钠盐水，120℃热滚16h后，体系基本性能未发生明显变化，说明该高内相逆乳化钻井液体系的抗污染性能良好。

由表5可知：高内相逆乳化钻井液体系可较好地抑制页岩的脱落分散，120°C滚动16h，热滚回收率达到90.04%，与含较多处理剂的对比钻井液体系的抑制性相当。

2.2.2 储层保护性

高内相逆乳化钻井液体系的渗透率恢复值见表6。由表6可知：该高内相逆乳化钻井液体系的渗透率恢复值高，达87.91%以上，说明该体系储层保护性能良好。

2.2.3 抑制性

高内相逆乳化钻井液体系的热滚回收率见表5。

3 结 论

a.研制出高内相逆乳化钻井液体系，配方为5＃白油＋25%CaCl2溶液＋聚氧乙烯脂肪胺型乳化剂（w＝3.6%）＋自制酰胺型稳定剂（w＝1%）＋有机土（w＝1%）＋石灰（w＝0.5%），油水体积比为50∶50，重晶石加重到密度为1.1～1.85g／cm3。

b.所研制的高内相逆乳化钻井液体系性能良好，抗温性达160℃，高温高压滤失量≤10mL，流变性与传统逆乳化钻井液相当，破乳电压达400～900V。同时具有良好的抗污染、抑制性、储层保护性能。

c.所研制的高内相逆乳化钻井液体系具有较低油水比的特点，有利于实现低油、低毒、低固相、较低成本，从而在环境保护、节约成本以及油气层保护方面具有明显优势。

d.由于增加盐水相的含量，可以提高钻井液的密度，相应地可减少固相加量，从而有利于降低油气层损害［3-4］。所以，所研制的高内相逆乳化钻井液体系，可进一步推广应用，如研制无固相储层保护油基钻井液。

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