SMP-Ⅰ与SMP-Ⅱ的抗温抗盐性能对比

许春田， 张瑞芳， 徐同台， 肖伟伟

SMP-Ⅰ与SMP-Ⅱ的抗温抗盐性能对比

许春田1， 张瑞芳2， 徐同台2， 肖伟伟2

（1.中石化华东石油工程有限公司江苏钻井公司，江苏扬州 225261；2.北京石大胡杨石油科技发展有限公司，北京102200）

许春田，张瑞芳，徐同台，等．SMP-Ⅰ与SMP-Ⅱ的抗温抗盐性能对比[J].钻井液与完井液，2017，34（2）：79-82.

XU Chuntian, ZHANG Ruifang, XU Tongtai,et al.Comparison of performances of SMP-I and SMP-II at high temperature and in salt environment[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（2）：79-82.

规范钻井液处理剂产品的使用范围，使处理剂达到更好的使用效果，是当前需要重视的问题。以SMP-Ⅰ和SMP-Ⅱ为例，从其组构特征、生产工艺及其在钻井液中降低滤失量和抗盐的作用机理等方面分析，讨论了磺甲基酚醛树脂SMP-Ⅰ和SMP-Ⅱ的应用范围，并比较了不同生产工艺的产品其抗盐抗温性能的差别。实验结果表明，在含盐量低于2%的钻井液中、井温不大于180 ℃的情况下，SMP-Ⅰ比SMP-Ⅱ的使用效果好；在井温为120 ℃与150 ℃时，SMP-Ⅰ可用于不同含盐量直至饱和的盐水钻井液，而SMP-Ⅱ只适用于含盐量高于25%的近饱和/饱和盐水钻井液；在井温为180 ℃下，SMP-Ⅰ可用于含盐量低于20%的盐水钻井液，而SMP-Ⅱ适用于含盐量高于20%的近饱和/饱和盐水钻井液。

钻井液添加剂；磺甲基酚醛树脂；盐水钻井液；降滤失

钻井液用磺甲基酚醛树脂具有抗高温、抗盐、降滤失、防塌、润滑等作用，其能在井壁形成薄而韧的泥饼，起到良好的润滑效果和保持较好的流变性等作用[1]，是三磺、聚磺等钻井液中重要的组成部分，广泛应用于淡水、盐水、海水及饱和海水钻井液中，与磺化褐煤、磺化栲胶等复配使用降滤失效果更好[2]。目前在现场主要使用的磺甲基酚醛树脂有SMP-Ⅰ与SMP-Ⅱ等[3]，由于2种产品的磺化度不同，其使用条件有所差异。但上述产品在现场钻井液中使用时，出现了SMP-Ⅰ、SMP-Ⅱ使用不当、效果欠佳等问题，因此研究了SMP-Ⅰ、SMP-Ⅱ组构特性、生产工艺及其对现场使用最佳条件的影响，以求在钻井液中达到更好的使用效果[4-5]。

1 磺甲基酚醛树脂组构特征

磺甲基酚醛树脂的其生产工艺分为一步法和二步法，在生产过程中通过生产工艺和物料配比来控制其磺化度和分子量。磺甲基酚醛树脂根据磺化度高低可分为SMP-Ⅰ和SMP-Ⅱ，即磺化度低的为SMP-Ⅰ，磺化度高的为SMP-Ⅱ。SMP-Ⅱ含有更多的亲水基团磺酸基，因此分子中含有的S元素高，水不溶物含量低，见表1。由于磺化度不同，导致2类产品在钻井液中使用时抗盐、抗温性能不相同。

表1 SMP-Ⅰ与 SMP-Ⅱ理化性能

2 SMP-Ⅰ与SMP-Ⅱ的抗温抗盐性能

2.1 实验方法

1）基浆配制。在（24±3） ℃下， 向盛有350 mL蒸馏水的高速搅拌杯中加入0.56 g无水碳酸钠、14 g评价土和14 g实验用钠膨润土， 高速搅拌20 min，在室温下密闭养护24 h，备用。可适当调整2种土粉加量，使基浆滤失量在（65±10） mL范围内。

2）SMP-Ⅰ实验浆的配制。向盛有基浆的高速搅拌杯中依次加入17.5 g磺化褐煤SMC（以干基计）、17.5 g试样（以干基计）、根据实验要求加入不同量的氯化钠、最后加入8.75 g无水碳酸钠，每加入一种药品后高速搅拌15 min再加下一种药品。

3）SMP-Ⅱ实验浆的配制。向盛有基浆的高速搅拌杯中依次加入17.5 g磺化褐煤SMC（以干基计）、17.5 g磺化栲胶SMK（以干基计）、17.5 g试样（以干基计）、根据实验要求加入不同量的氯化钠、最后加入8.75 g无水碳酸钠，每加入一种药品后高速搅拌15 min再加下一种药品。

2.2 SMP-Ⅰ和SMP-Ⅱ抗温抗盐性能对比

2.2.1 SMP-Ⅰ在钻井液中的抗温抗盐性能

一步法生产的SMP-Ⅰ在钻井液中的抗温抗盐性实验结果见图1。从图1可知，在120 ℃与150 ℃热滚16 h后，SMP-Ⅰ在淡水钻井液中具有很好的降滤失效果，高温高压滤失量从基浆的滤失量67 mL降到14 mL；180 ℃热滚16 h后，SMP-Ⅰ在淡水钻井液中具有一定的降滤失作用，高温高压滤失量从67 mL降到35 mL，效果不如在120 ℃与150 ℃时的效果；在120 ℃与150 ℃热滚16 h后，SMP-Ⅰ在含盐量从0增至2%钻井液中，高温高压滤失量较低；但随着含盐量增加，降滤失效果变差；含盐量为5%时滤失量达到最高；继续增加盐的加量，降滤失效果变好，高温高压滤失量开始下降，在含盐量为15%～20%时滤失量最低；含盐量增至25%～30%，高温高压滤失量增加，但增加幅度不大；180 ℃热滚16 h后，随着含量盐量增加到10%，高温高压滤失量缓慢增至40 mL；继续增加含盐量至15%～20%，降滤失效果变好，高温高压滤失量降至19～20 mL；含盐量再增加，SMP-Ⅰ降滤失效果变差，高温高压滤失量急剧增大；当含盐量达30%，高温高压滤失量增到59 mL。

图1 一步法生产的SMP-Ⅰ在钻井液中的抗温抗盐性能

2.2.2 SMP-Ⅱ在钻井液中的抗温抗盐性能

一步法生产的SMP-Ⅱ在钻井液中的抗温抗盐性能实验结果见图2。由图2可以看出，①在120～180 ℃热滚16 h后，SMP-Ⅱ在淡水钻井液中，高温高压滤失量从基浆的67 mL降到26.4 mL，有一定的降滤失效果，但是降滤失效果不如SMP-Ⅰ；②120 ℃热滚16 h后，随着含盐量增至15%，高温高压滤失量缓慢增至85 mL；继续增加含盐量至20%～30%，降滤失效果变好，当含盐量为30%时滤失量最低，高温高压滤失量由50.6 mL降至23 mL；③在150 ℃与180 ℃热滚16 h后，SMP-Ⅱ在含盐量从0增至5%过程中，滤失量随含盐量增加，降滤失效果变差，当含盐量增至5%时滤失量达到最高，继续增加盐的加量，降滤失效果变好，高温高压滤失量开始下降。150 ℃热滚后当含盐量为30%时滤失量最低。180 ℃热滚后在含盐量为20%～25%时滤失量最低，当含盐量增为30%时滤失量为24 mL，高温高压滤失量变化不大。

图2 一步法生产的SMP-Ⅱ在钻井液中的抗温抗盐性能

2.3 生产工艺对抗温抗盐性能的影响

磺甲基酚醛树脂磺化工艺有2种方法：一步法与二步法。不同生产工艺所生产的SMP-Ⅰ与SMP-Ⅱ，在不同温度下对不同含盐量钻井液降低高温高压滤失量效果有所不同。

2.3.1 生产工艺对SMP-Ⅰ抗温抗盐性能的影响

1#SMP-Ⅰ是采用一步法生产的，2#SMP-Ⅰ是采用二步法生产的。2种方法生产的SMP-Ⅰ在不同温度下对不同含盐量钻井液降低高温高压滤失量实验结果见图3～图4。

图3 1#SMP-Ⅰ与2#SMP-Ⅰ在120 ℃和150 ℃下钻井液的抗盐性能

由图3可知，在120、150 ℃下，SMP-Ⅰ在含盐量低于4%的钻井液中，2种产品，降高温高压滤失量效果相同；在含盐量为4%～20%的钻井液中，一步法产品降高温高压滤失量效果优于二步法产品；但在含盐量超过20%的钻井液中，二步法产品降高温高压滤失量效果优于一步法产品。

图4 1#SMP-Ⅰ与2#SMP-Ⅰ在180 ℃钻井液的抗盐性能

由图4可知，在180 ℃下，SMP-Ⅰ在含盐量低于5%钻井液中，一步法产品降高温高压滤失量效果优于二步法产品；在含盐量为5%～25%钻井液中，二步法产品降高温高压滤失量效果优于一步法产品；2种生产方法所生产的SMP-Ⅰ在含盐量高于25%钻井液中，降高温高压滤失量效果不好。

2.3.2 生产工艺对SMP-Ⅱ抗温抗盐性能的影响

3#SMP-Ⅱ是采用一步法生产的，4#SMP-Ⅱ是采用二步法生产的，2种方法生产的SMP-Ⅰ在不同温度下对不同含盐量钻井液降低高温高压滤失量实验结果见图5～图7。

图5 3#SMP-Ⅱ与4#SMP-Ⅱ在120 ℃钻井液中抗盐性能

从图5～图7可知，2种方法生产的SMP-Ⅱ，在120、150、180 ℃淡水钻井液中，降高温高压滤失量效果相同；在120 ℃下，对于含盐量低于10%盐水钻井液， 一步法生产的SMP-Ⅱ降高温高压滤失量效果稍优于二步法生产的产品；而在含盐量高于10%盐水钻井液， 二步法生产的SMP-Ⅱ降高温高压滤失量效果优于一步法生产的产品；在150 ℃下， 一步法与二步法生产的SMP-Ⅱ，在含盐量从淡水至饱和盐水，降高温高压滤失量效果相接近；在180 ℃下，对于含盐量低于20%盐水钻井液， 二步法生产的SMP-Ⅱ降高温高压滤失量效果优于一步法生产的产品；而在含盐量高于20%盐水钻井液， 采用2种生产工艺所生产的SMP-Ⅱ降高温高压滤失量效果相差不大。

图6 3#SMP-Ⅱ与4#SMP-Ⅱ在150 ℃钻井液中抗盐性能

图7 3#SMP-Ⅱ与4#SMP-Ⅱ在180 ℃钻井液中的抗盐性能

3 认识及建议

1.磺甲基酚醛树脂有SMP-Ⅰ和SMP-Ⅱ2种产品，2者分子结构中官能团相同，但磺酸基含量不同，即SMP-Ⅰ中硫元素含量低于SMP-Ⅱ，SMP-Ⅱ的水不溶物含量小于SMP-Ⅰ。

2.SMP-Ⅱ与SMP-Ⅰ的抗盐与抗温性能不同。建议在含盐量低于2%钻井液中，在井温不大于180 ℃时，使用SMP-Ⅰ作为高温高压降滤失剂。

3.井温不大于120 ℃下，含盐量为2%～10%盐水钻井液中，通过与其他降滤失剂复配使用来控制钻井液高温高压滤失量。在含盐量为10%～20%盐水钻井液中，采用一步法生产的SMP-Ⅰ作为高温高压降滤失剂，在含盐量大于20%的盐水钻井液中，采用二步法生产的SMP-Ⅰ作为高温高压降滤失剂。

4.井温在150 ℃下，含盐量为2%～20%盐水钻井液中，均可采用SMP-Ⅰ/SMP-Ⅱ与其他降滤失剂复配的方法，来控制钻井液高温高压滤失量；在含盐量大于20%盐水钻井液中，采用SMP-Ⅰ作为高温高压降滤失剂；含盐量大于25%盐水钻井液中，SMP-Ⅰ与SMP-Ⅱ均可使用。

5.井温在180 ℃下，含盐量低于20%盐水钻井液中，使用SMP-Ⅰ作为高温高压降滤失剂；而在含盐量大于20%盐水钻井液中，使用SMP-Ⅱ作为高温高压降滤失剂。

6.不同生产工艺的产品抗温抗盐性能有所差别，建议在使用产品前对各个厂家生产的产品的性能进行实验，确定该产品的最佳使用范围，提高产品的使用效果。

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Comparison of Performances of SMP-I and SMP-II at High Temperature and in Salt Environment

XU Chuntian1, ZHANG Ruifang2, XU Tongtai2, XIAO Weiwei2
(1. SINOPEC oilfeld serνice Huadong corporation, Jiangsu drilling corporation,Yangzhou, Jiangsu 225261; 2.Beijing Shidahuyang Petroleum Scien-Tech Deνelopment Company Ltd.,Beijing 102200)

Drilling fuid additives should have their range of use clearly defned to make the best use of them, and great attention should be paid on this issue. Take the SMP-Ⅰ and SMP-Ⅱ as examples, the application characteristics, production technology, and the mechanisms of reducing fltration rate and resisting salt contamination are analyzed in this paper. The ranges of use of SMP-Ⅰ and SMP-Ⅱ are discussed and the differences in high temperature and salt-resistant performances of the two additives manufactured by different production technologies are compared. Laboratory experiment has shown that in drilling fuids with salinity less than 2%, and borehole temperature below 180 ℃, the performance of SMP-Ⅰ was better than SMP-Ⅱ. At 120 ℃ and 150 ℃, SMP-Ⅰ worked well in different salinities up to saturation, while SMP-Ⅱ only functioned in drilling fuids containing 25% salts or in under-saturated and saturated drilling fuids. At 180 ℃, SMP-I can be used in saltwater drilling fuids with salinities less than 20%, while SMP-Ⅱ can be used in saltwater drilling fuids with salinities greater than 20% to saturation.

Sulfonated methyl phenolic resin; Filtration reduction; Saltwater drilling fuid

TE254.4

A

1001-5620（2017）02-0079-04

2016-11-25；HGF=1701M8；编辑 马倩芸）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.014

许春田，高工，1996年毕业于中国石油大学（华东）钻井专业，一直从事钻井液技术管理与研究工作。电话（0514）86761052。