抗高温强封堵防塌钻井液体系研究与应用

孔 勇， 杨小华， 徐 江， 刘贵传， 张 国， 金军斌， 李 雄

（中国石化石油工程技术研究院，北京100101）

抗高温强封堵防塌钻井液体系研究与应用

孔 勇， 杨小华， 徐 江， 刘贵传， 张 国， 金军斌， 李 雄

（中国石化石油工程技术研究院，北京100101）

孔勇等.抗高温强封堵防塌钻井液体系研究与应用[J].钻井液与完井液，2016，33（6）：17-22.

针对高温深部复杂地层的钻探需求，通过分子设计研发出一种抗温达200 ℃、具有刚性结构和高温形变能力的抗高温封堵防塌剂SMNA-1。该剂在140～200 ℃广谱温度范围内，能够通过其变形性和黏结性有效地堆积填充黏结滤饼，同时利用其自身的疏水性能在滤饼表面形成封堵膜，束缚自由水，增强滤饼的韧性和致密性、降低高温高压滤失量，提高钻井液的封堵防塌能力。以抗高温封堵防塌处理剂为主剂SMNA-1，优选抗高温降滤失剂SMPFL-L、SML-4和高效润滑剂SMJH-1等抗高温处理剂，构建出抗高温强封堵钻井液体系。抗高温聚合物降滤失剂SMPFL-L以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基长链烷基磺酸、双烯磺酸等单体采用自由基聚合制得，分子量较低，且分子量分布具有多分散性，饱和盐水基浆中加入2%SMPFL-L后可使高温高压滤失量降低至54 mL，该剂还具有良好的解絮凝作用，耐温达210 ℃。抗高温抗盐降滤失剂SML-4是针对高密度钻井液固相加重材料含量高对降滤失剂要求，研发的一种降滤失剂，其能够部分改变加重材料表面性质，提高加重材料的分散性，降低水化膜厚度，4%SML-4可使高密度盐水浆的API滤失量由164 mL降至5.8 mL，且不增加钻井液的黏度。在密度为2.0 g/cm3钻井液中加入2%高效润滑剂SMJH-1，极压润滑系数降低率为24%。该体系在新疆顺北1-1H井三开井段现场应用近1 300 m，施工顺利，未出现任何复杂情况，试验井段平均井径扩大率仅6.88%，井身质量好，取得了良好的应用效果。

抗高温钻井液；防塌；封堵；井壁稳定；降滤失剂

随着油气田勘探开发的不断深入，以及深井、超深井、特殊井和复杂井数量的增多，钻遇地层条件越来越复杂，井下复杂情况日益增加，深部地层井壁失稳问题日益突出，对钻井液性能提出了更高的要求，特别是抗高温防塌能力[1-4]。目前主要通过提高钻井液的抑制性和封堵能力的方法稳定井壁[5-11]。但现有的封堵型防塌处理剂，如沥青类处理剂[12]、聚合醇[13]等，抗温普遍低于180 ℃，且形变温度范围较窄（软化点、浊点附近温度），难以满足高温深部复杂地层钻探需求[14-15]。为此，通过对抗高温封堵防塌处理剂进行分子设计，研发出抗温达200 ℃，具有广谱温度范围的封堵防塌处理剂SMNA-1。在此基础上，以该抗高温封堵防塌剂为主剂，通过优选其他抗高温处理剂，构建出抗一套高温强封堵钻井液体系。该体系在新疆顺北1-1H井三开井段现场应用，取得了良好的应用效果。

1 主要试剂与仪器

1.1 主要试剂

抗高温防塌处理剂SMNA-1、抗高温降滤失剂SML-4、抗高温抗盐降滤失剂SMPFL-L、高效润滑剂SMJH-1均由中石化工程院自行研发生产，国外封堵防塌处理剂(美国雪佛龙公司)、市售封堵防塌处理剂及一些常见的钻井液处理剂。

1.2 主要仪器

电热恒温干燥箱、高温高压滤失仪、超离心冷冻研磨机、六速旋转黏度计、高温滚子加热炉、高频高速搅拌器、老化罐、中压滤失仪、精密电子天平。

2 抗高温封堵防塌处理剂研究

鉴于目前防塌处理剂抗高温能力不足，难以满足深部复杂地层需求，结合防塌作用机理，拟从分子结构和尺度对抗高温防塌处理剂进行链结构、官能团、特殊基团的设计，研发出一种抗温能达200 ℃，具有刚性结构和高温形变能力的抗高温封堵防塌处理剂。

2.1 分子设计与合成

1）链结构设计。为保证处理剂的高温稳定性，链结构应以C—C、C—S、C—N等热稳定性较高的化学键连结，其主要结构单元应采用刚性的芳环，在合成过程中加入适量的交联剂，通过分子内、分子间的交联作用，进一步提高分子的刚性，强化处理剂的抗高温性能。

2）官能团设计。为保证处理剂在钻井液中的溶解性和分散能力，需要在分子中引入水化基团，使其分子具有亲水性，如羟基、酚羟基、羧基、酰胺、磺酸基等；同时为了提高处理剂分子对地层黏土表面的吸附能力，应在分子结构中引入一定比例的吸附基团，如季铵盐、胺基、金属离子等。

3）形变设计。地层裂缝发育具有非均质性，尺度大小难以预测。为匹配地层微裂缝，应在分子结构中引入可自由弯曲变形的基团，该基团可自动旋转、伸缩变形，如柔性的碳链、聚氧乙烯链等。

根据分子结构设计，依次将聚合反应单体按照一定比例和有机溶剂加入至反应釜中，加热至设定温度后，加入引发剂，引发聚合，反应一段时间后加入一定量的交联剂和改性剂，继续反应一段时间后，降温至室温，并将产物取出，经干燥冷冻研磨粉碎，最终制得抗高温防塌处理剂，取代号为SMNA-1。

SMNA-1在高温下的封堵效果好，具有良好的抗高温能力，抗温达200 ℃，且SMNA-1在高温下还具有良好的变形性，形变温度为140～200 ℃，在205 ℃温度下仍具有很强的黏滞性，可在微裂缝处形成滞留，封堵微裂缝。与传统封堵防塌处理剂应用温度有限（软化点或浊点附近温度）不同的是，SMNA-1可在140～200 ℃广谱温度范围内提高钻井液的封堵防塌性能。

2.2 性能评价

2.2.1封堵性能

将研制的抗高温防塌处理剂SMNA-1与国内外封堵防塌处理剂产品进行对比，测试钻井液基浆配方为4%预水化膨润土浆+4%SMC+4%SMP-1，采用高温高压静失水评价法进行评价，见表1。由表1可以看出，加入1%SMNA-1即可将基浆的高温高压滤失量由40 mL降至19 mL，高温高压滤失量降低率达到52.5%，已明显优于加量为2%的国内产品，略优于加量为2%的国外产品；进一步增加SMNA-1用量，则高温高压滤失量进一步降低，可降低至12 mL，高温高压滤失量降低率达到70%。

表1 SMNA-1与国内外封堵防塌处理剂产品封堵效果对比

为进一步检测滤饼的韧性，将上述实验得到的滤饼进行高温烘干测试，烘干4 h后发现滤饼具有非常强的韧性，高温烘干并未发生起皮、皲裂等现象，滤饼的完整性明显优于其他测试样品得到的滤饼（见图1）。分析其原因可能是，SMNA-1通过其变形性和黏结性有效地填充滤饼，黏结滤饼的各个组分，增强了滤饼的内聚力，同时利用其自身的疏水性能，在滤饼表面形成封堵膜，束缚自由水，从而保证了其滤饼的完整性。

图1 滤饼高温烘干实验

2.2.2形变实验

为了测试SMNA-1的形变温度范围，设计了以下实验。取一定量的SMNA-1至于100 mL烧杯中，并将该烧杯至于可加热的油浴锅中，打开加热，不断观察烧杯中的SMNA-1形变情况。发现其在140 ℃时有少量部分出现黏稠状态，进一步加热，随着温度的升高，黏稠区域不断扩大，而至205 ℃时，虽然大部分固体已经变成黏稠液态，但是使用玻璃棒搅拌仍有很强的结构力，测试其运动黏度大于200 m2/s，表明其在205 ℃仍有很强的黏滞性，仍可在微裂缝处滞留封堵微裂缝。

2.2.3抗温性能

以SMNA-1与SMP-1、SMC等为主剂配制了抗高温强封堵钻井液体系，分别进行140、 170、 200 ℃下的16 h热滚实验，然后测定钻井液流变性能和滤失量，结果见表2。表2实验用钻井液配方如下。

1#4%预水化膨润土浆+2%SMC+（0.3%～0.5%）PAC-LV+2%SMP-1+0.1%NaOH

2#4%预水化膨润土浆+3%SMC+（0.5%～1%）PAC-LV+3%SMP-1+0.1%NaOH

3#4%预水化膨润土浆+4%SMC+（1%～1.5%）SMPFL-L+4%SMP-1+0.1%NaOH

表2 SMNA-1在不同温度下对钻井液性能的影响

实验发现，SMNA-1在不同温度下均可以提高钻井液的封堵能力，降低高温高压滤失量，高温高压滤失量降低率均在50%以上，表明SMNA-1与现用的PAC-LV、SMC、SMP-1、SMPFL-L等处理剂均能够配伍，通过其在140～200 ℃温度范围内发生形变， 堆积填充黏结滤饼，增强滤饼的韧性和致密性，降低高温高压滤失量，且不会对钻井液的流变性产生影响。

3 抗高温强封堵防塌钻井液体系构建

在研发出抗高温封堵防塌处理剂SMNA-1的基础上，优选了抗高温降滤失剂、润滑剂等，利用各种处理剂间的协同作用，提高钻井液的高温综合性能。

3.1 抗高温降滤失剂优选

根据深部复杂地层对钻井液抗高温性能的要求，优选了中国石化石油工程技术研究院自主研发的抗高温降滤失剂SMPFL-L和抗高温抗盐降滤失剂SML-4。抗高温降滤失剂SMPFL-L针对传统抗高温聚合物降滤失剂高温分解和失效等问题，以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基长链烷基磺酸、双烯磺酸等单体采用自由基聚合制得，其分子量较低，且分子量分布具有多分散性。抗高温抗盐降滤失剂SML-4是针对高密度钻井液固相加重材料含量高对降滤失剂的要求，研发出的一种高密度钻井液用降滤失剂，其具有适当磺化度，能够部分改变加重材料表面性质，提高加重材料的分散性，降低水化膜厚度，可明显降低高密度钻井液的滤失量且不增加钻井液体系的黏度。表3中实验用钻井液配方如下。

4#4%预水化膨润土浆+36%NaCl

5#8%预水化膨润土浆+4%NaCl+重晶石，密度为2.30 g/cm3

表3 抗高温降滤失剂SMPFL-L和SML-4性能评价

由表3可以看出，向饱和盐水基浆中加入2% SMPFL-L，即可显著降低基浆的滤失量，且具有良好的耐温和解絮凝作用；向高密度盐水浆中加入4%SML-4，即可将盐水基浆的滤失量由164 mL降至5.8 mL。

3.2 润滑剂优选

针对现场施工摩阻大、扭矩高的问题，优选了高效润滑剂SMJH-1。该处理剂具有很强的吸附能力，能迅速在钻具表面、钻井液中的固体颗粒和井壁表面形成牢固的吸附膜，降低界面间的流动阻力，可提高钻井液的极压润滑性，降低钻井液流动阻力，降低摩阻系数及扭矩，产品的性能与国外产品Lube 167性能相当（见表4）。实验用钻井液配方如下。

6#5%预水化膨润土浆

7#3%膨润土+0.8%SMPFL-L+3%SMC+3% SMP-1+1.2%NaOH+3%KCl+重晶石， 密度为2.0 g/cm3

表4 高效润滑剂SMJH-1性能评价（150 ℃×16 h）

由表4可以看出，在5%膨润土基浆中加入2%SMJH-1，极压润滑系数降低率为92%；在密度为2.0 g/cm3钻井液中加入2%SMJH-1，极压润滑系数降低率为24%，略优于国外产品Lube 167。

3.3 钻井液性能

最后优选出的抗高温强封堵钻井液体系配方如下，其性能见表5。

（2%～4%）预水化膨润土浆+（0.5%～1%）SMPFL-L+（4%～5%）SMP-1+（2%～5%）SML-4+（1%～3%）SMNA-1+（3%～5%）SMC+（1%～2%）SMJH-1+（0.1%～0.2%）高温稳定剂SP-80+（0.2%～0.3%）NaOH+（1%～2%）超细碳酸钙+重晶石

表5 不同密度抗高温强封堵防塌钻井液老化200 ℃×16 h后的性能

从表5可发现，抗高温强封堵钻井液体系具有良好的抗温能力，在密度为1.10～2.10 g/cm3范围内均能保持良好的钻井液性能，抗温达200 ℃，高温高压滤失量小于10 mL，具有良好的流变性和封堵能力。

3.4 抗钻屑污染实验

钻井时，如果固控设备效率低或其他原因使得有害固相不能及时被清除掉，将会使钻井液流变性能变差，甚至会导致卡钻，这就要求钻井液具有一定的抗钻屑污染能力。在密度为1.40 g/cm3的抗高温强封堵防塌钻井液中，加入不同含量的粒径为2～4 mm的桑塔木组泥页岩钻屑，考察钻屑对钻井液性能的影响，结果见表6。

表6 抗高温强封堵防塌钻井液抗钻屑污染实验

表6结果表明，随着钻屑的侵入，该钻井液的塑性黏度和切力略微上升，高温高压滤失量和中压滤失量几乎不变，表明该钻井液具有良好的抗钻屑污染能力。

4 现场应用

顺北1-1H井是中国石化西北油田分公司的一口超深重点井，该井斜深为8 240.39 m，垂深为7 591 m。该井三开井段钻遇石炭系、泥盆系、志留系、奥陶系上部地层，存在裸眼段长，地层差异大，多套压力体系，密度窗口窄，泥页岩段易水化膨胀、产生剥落掉块、垮塌，井壁稳定压力较大等难题。根据顺北1-1H井的实际情况，钻至井深6 200 m后，逐步转换为抗高温强封堵防塌钻井液体系，利用主剂SMNA-1的强封堵防塌能力，强化井壁稳定性（见表7）。

该体系在现场应用超过30 d，累计进尺超过1 300 m，钻井液的密度稳定在1.28～1.29 g/cm3，漏斗黏度为53～57 s， 塑性黏度为20～24 mPa·s，动切力为5～6 Pa， 静切力在2/8～3/9 Pa之间，变化不大，高温高压滤失量由转换前的14.8 mL 降至10 mL 以下，降低率在35 %以上。施工期间起下钻顺畅，井下正常，井径规则，录井砂样识别性好，未出现任何复杂情况。由三开中途完钻测井数据得出，井身质量优，试验井段平均井径扩大率仅6.88%，取得了良好的应用效果。

表7 抗高温强封堵防塌钻井液现场应用性能

5 结论

1.针对深部高温复杂地层的钻探需求，通过设计研发出一种抗温达200 ℃，具有刚性结构和高温形变能力的封堵防塌处理剂SMNA-1，其形变温度范围为140～200 ℃。以SMNA-1为主剂，通过优选抗高温抗盐降滤失剂SMPFL-L、抗高温降滤失剂SML-4、高效润滑剂SMJH-1等抗高温处理剂，构建出抗高温强封堵钻井液体系。

2.抗高温强封堵钻井液体系在新疆西北工区顺北1-1H井三开井段现场应用，钻井液有效封堵地层微裂缝，强化泥岩段井壁的稳定性，试验井段平均井径扩大率仅6.88%，试验期间施工顺利，起下钻顺畅，中完测井显示井身质量优。

[1] LIN， SHI X， LI J， et al. Completely cationic drilling fluid system relieved ultra-deep wells drilling difficulties[C]. SPE 176369， 2015.

[2]ZHONG H， QIU Z， CHEN G， et al. Improving the wellbore stability while drilling long open hole shale intervals in tahe oil field[C].SPE176165， 2015.

[3] CHEN P， CHENG C， XIN J， et al.Drilling of an ultra-deep exploratory well - problems and aolutions: a case study[C]. SPE 155826. 2012.

[4] 王沫， 杜欢， 伊尔齐木， 等. 顺南井区优快钻井技术[J].石油钻探技术， 2015， 43（3）： 50-54. WANG Mo， DU Huan， EERQM， et al. Optimal and fast drilling technology for shunnan block[J].Petroleum Drilling Techniques， 2015， 43（3）： 50-54.

[5] 陈富全， 夏荣徽， 聂强勇， 等. 专项封堵防塌技术在塔中油田的应用[J]. 钻井液与完井液， 2015， 32（2）：58-60. CHEN Fuquan， XIA Ronghui， NIE Qiangyong， et al. Application of special plugging and collapse prevention technology in Tazhong oilfield[J].Drilling Fluid &Completion Fluid， 2015， 32（2）： 58-60.

[6]杨小华. 提高井壁稳定性的途径及水基防塌钻井液研究与应用进展[J]. 中外能源，2012， 17（5）： 53-57. YANG Xiaohua. The way of improving wellbore stability and progress of research and application of water-based anti-sloughing drilling fluid[J].Sino-Global Energy，2012， 17（5）： 53-57.

[7] 刘音， 崔远众， 张雅静， 等. 钻井液用页岩抑制剂研究进展[J]. 石油化工应用， 2015， 34（7）：7-10. LIU Yin， CUI Yuanzhong， ZHANG Yajing， et al. Research progress of shale inhibition for drilling fluid[J].Petrochemical Industry Application， 2015， 34（7）： 7-10.

[8] 林常茂，张永青，刘超，等. 新型井壁稳定剂DLF-50的研制与应用[J]. 钻井液与完井液， 2015， 32（4）：17-20. LIN Changmao， ZHANG Yongqing， LIU Chao， et al. Development and application of the new shale stabilizer DLF-50[J].Drilling Fluid & Completion Fluid， 2015， 32（4）： 17-20.

[9] 曹成， 蒲晓林， 王贵， 等. 水基钻井液用防塌封堵剂封堵效果实验研究[J]. 应用化工， 2015， 44（2）：247-249. CAO Cheng， PU Xiaolin， WANG Gui， et al. Research on the sealing performance of sealing agents for waterbased drilling fluids[J].Applied Chemical Industry， 2015，44（2）： 247-249.

[10] 邱正松， 张世锋， 黄维安， 等. 新型铝基防塌剂的研制及防塌作用机理[J]. 石油学报， 2014，35（4）：754-758. QIU Zhengsong， ZHANG Shifeng， HUANG Wei’an，et al. A novel aluminum-based shale/mudstone stabilizer and analysis of its mechanism for wellbore stability[J]. Acta Petrolei Sinica， 2014， 35（4）： 754-758.

[11]孔勇，杨小华，徐江，等. 抗高温防塌处理剂合成研究与评价[J].钻井液与完井液， 2016，33（2）：17-21. KONG Yong，YANG Xiaohua，XU Jiang，et al.Synthesis and evaluation of a high temperature inhibitive additive[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2016， 33（2）：17-21.

[12]马文英. 中国石化沥青类处理剂标准探析[J].石油工业技术监督， 2015（ 1）：29-33. MA Wenying. Analysis of standards of Sinopec for asphalt treatment agents[J].Technology Supervision in Petroleum Industry， 2015（1）：29-33

[13] 高永会， 刘晓栋， 谭文礼，等.提高聚醚多元醇钻井液性能的添加剂研究[J]. 钻井液与完井液， 2014， 31（6）：5-8. GAO Yonghui， LIU Xiaodong， TAN Wenli， et al. Study on key additives for improving performance of polyether polyalcohol drilling fluid[J] .Drilling Fluid & Completion Fluid， 2014， 31（6）：5-8.

[14]张洪伟， 左凤江， 李洪俊，等.微裂缝封堵剂评价新方法及强封堵钻井液配方优选[J]. 钻井液与完井液，2015， 32（6）：43-45. ZHANG Hongwei， ZUO Fengjiang， LI Hongjun， et al. Method for evaluation of plugging of nano-micron fractures[J] .Drilling Fluid & Completion Fluid， 2015，32（6）：43-45.

[15]张洪伟， 解经宇， 左凤江，等.强封堵有机盐钻井液在致密油水平井中的应用[J]. 钻井液与完井液， 2013，30（3）：43-46. ZHANG Hongwei， XIE Jingyu，ZUO Fengjiang， et al.Application on high sealing organic salt drilling fluid system in tight oil reservoir horizontal well[J].Drilling Fluid & Completion Fluid， 2013，30（3）：43-46.

Study and Application of a High Temperature Drilling Fluid with Strong Plugging Capacity

KONG Yong, YANG Xiaohua, XU Jiang, LIU Guichuan, ZHANG Guo, JIN Junbin, LI Xiong
(Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering,Beijing100101)

A high temperature borehole wall stabilizing agent SMNA-1 was developed to resolve problems encountered in high temperature deep well drilling. SMNA-1 functions at high temperature to above 200 ℃. It has a rigid molecular structure and is deformable at high temperature. SMNA-1 is able to enhance the strength of mud cake through its deformability and cohesion capacity. SMNA-1, through its hydrophobicity, also forms a sealing membrane on the surface of mud cake to bind free water and enhance the toughness and consistence of the mud cake, thereby reducing HTHP filter loss and enhancing the capacity of drilling fluid to plugging and stabilizing borehole wall. A high temperature polymer filter loss reducer, SMPFL-L, was synthesized with acrylamide, 2-acrylamide long carbon chain sulfonic acid and diene sulfonic acid through free radical polymerization. SMPFL-L has low widely distributed molecular weight. A saturated saltwater drilling fluid treated with 2%SMPFL-L had its HTHP filter loss reduced to 54 mL. The property of SMPFL-L remained stable at 210 ℃, and had good deflocculating ability. SML-4, a high temperature salt-resistant filter loss reducer, has been developed for use in high density muds weighted with weighting materials that will result in high solids content. SML-4 is able to alter the surface behavior, enhance the dispersity, and thin the hydration film of weighting material. A high density saltwater drilling fluid treated with 4% SML-4 had its API filter loss reduced from 164 mL to 5.8 mL, without increasing the viscosity of the drilling fluid. A drilling fluid of 2.0 g/cm3treated with 2% SMJH-1 had its extreme pressure friction coefficient reduced by 24%. A high temperature drilling fluid with strong plugging capacity has been developed with SMNA-1 as the main additive,SMPFL-L and SML-4 as filter loss reduces, SMJH-1 as high efficiency lubricant. This drilling fluid formulation was successfully used in drilling the third interval (1,300 m) of the well Shunbei-1-1H located in Xinjiang, and no downhole troubles were encountered. The average percent hole enlargement was only 6.88%, and good application results were achieved.

High temperature drilling fluid; Borehole collapse prevention; Plugging; Borehole stabilization; Filter loss reducer

TE254.3

A

1001-5620（2016）06-0017-06

2016-7-5；HGF=1606M4；编辑 马倩芸）

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.06.003

中石化科技攻关项目“顺南深部复杂地层钻井液技术研究”（P14114）、“环境响应铝基处理剂前瞻研究”（P15105）。

孔勇，1986年生，副研究员，博士，毕业于南开大学有机化学专业，现在从事钻井液技术研究工作。电话 （010）84988595；E-mail：kyloner003@163.com。