无毒环保型高性能水基钻井液室内研究

姚如钢（中国石油集团长城钻探工程有限公司钻井液公司，北京100101）

无毒环保型高性能水基钻井液室内研究

姚如钢
（中国石油集团长城钻探工程有限公司钻井液公司，北京100101）

姚如钢.无毒环保型高性能水基钻井液室内研究[J].钻井液与完井液，2017， 34（3）：16-20.

YAO Rugang.Laboratory study of an environmentally friendly non-toxic high performance water base drilling fluid[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（3）：16-20.

由于油基钻井液存在使用成本高、环保处理难度大等弊端，使用水基钻井液替代油基钻井液已成为大势所趋。针对页岩地层对钻井液性能的要求，以无氯、无重金属离子、无黑色材料等环保指标为基本原则，优选了胺基聚醇和乳液大分子作为环保型高性能水基钻井液的包被抑制主剂，配合甲酸钾进一步提高体系的抑制性，并通过高效封堵剂提高体系对页岩地层纳微米孔缝的封堵能力，构建了无毒环保型高性能水基钻井液体系。性能评价结果表明，该钻井液在密度为1.22～2.18 g/cm³范围内均具有优良的流变性及滤失造壁性能，该体系静置24 h后上下密度差为0.03～0.06 g/cm3，沉降指数低于0.508，悬浮稳定性好，触变性高，钻井液样品API泥饼黏滞系数最低达到0.026 2，润滑性能好，并兼具较强的抑制性和抗岩屑污染性能，5.0%及8.0%英国评价土或古巴VDW**井岩屑污染前后的塑性黏度、动切力、静切力的变化率均控制在25%左右，能够满足不同压力系统页岩地层钻井的需要。

无毒；环境保护；高性能；抑制性；页岩地层

针对页岩易膨胀、易破碎等特点，国内外学者开展了大量页岩气钻井井壁稳定性及适合页岩地层特点的钻井液优化等方面的研究[1-7]，以国外专业性钻井液技术服务公司为代表，研发了一系列高性能钻井液及配套工艺技术，如麦克巴的ULTRDRIL体系、雪佛龙的Desco®体系贝克休斯的LATIDRILLTM体系、哈里伯顿白劳德的HYDROGUADRTM体系、以及New-park 的EVOLUTIONTM体系等等[8-10]。目前，中国主要采用油基钻井液钻进页岩等强水敏性地层，然而在国际原油价格持续低迷和环保法律法规日趋严苛的背景下，油基钻井液高成本和含油废弃物无害化处理难度大、费用高等弊端逐渐凸显，用水基钻井液代替油基钻井液钻探页岩地层已成为新常态下非常规能源开发的又一突破点。为适应新形势，笔者在调研国内外高性能钻井液技术现状的基础上，通过分析关键处理剂作用机理并进行优选复配，研发了一套无毒环保型高性能水基钻井液体系。

1 主剂在钻井液中的作用机理

1.1 高效封堵剂

高效封堵剂GWHP FLEX Seal是一种核壳类乳液聚合物，具有良好的成膜效应，其分子链上含有大量阳离子化基团，能够较好地对黏土颗粒晶层形成多点吸附，以保证其能在黏土表面形成较为牢固的封堵膜。针对威远页岩气地层页岩孔缝直径主要分布在数十纳米至十余微米之间的特征，通过调整合成工艺，控制高效封堵剂粒度中值约为5.8 μm，使其能更好地匹配页岩地层孔缝。其成膜机理，如图1所示。

1.2 胺基聚醇及甲酸钾

胺基聚醇HPAG是由起始剂与EO、PO、BO等或其卤代烷烃经过一定条件形成共聚醚，并引入乙二胺等胺基阳离子单体对其还原胺化，经链增长、阳离子化缩聚、多步加聚反应制得。由于胺基聚醇分子链中引入了胺类基团，因而赋予它更好的页岩抑制性，它的防塌机理不同于普通的聚醚产品。同时，由于分子量较小，其分子链可穿透或嵌入黏土晶层，通过质子化的胺基阳离子基团对黏土颗粒晶层形成强力的多点吸附，将相邻黏土片层紧密束缚在一起，减少黏土层间距，从而起到抑制黏土水化膨胀、稳定井壁的作用。此外，它还具有良好的防钻头泥包、润滑性能，产品无毒易生物降解，有利于降低对环境的不利影响。含胺基聚醇的钻井液在与地层接触后，其胺基阳离子基团因吸附在黏土晶层上而不断消耗， 伯胺/仲胺基团胺基阳离子化动态平衡被打破， 根据化学平衡移动原理， 更多伯胺/仲胺基团质子化为胺基阳离子，以实时补充消耗的胺基阳离子，实现长效抑制作用。甲酸钾则主要是通过提供K+压缩黏土表面双电层，从而抑制黏土水化膨胀，其作用机理与KCl类似，但其抑制性却较KCl更强，且不含氯离子，对水体基本无污染，同时还能起到一定的加重作用。

图1 高效封堵剂成膜机理分析

1.3 乳液大分子

乳液大分子GWAMAC是一种反相乳液包被抑制剂，分子量可高达1 200万以上。乳液状大分子较好地解决了高分子量与溶解速度之间的矛盾，低速搅拌下能在数十秒内即完全溶解在水相当中，可迅速吸附在钻屑等带负电性的黏土颗粒表面，分子链卷曲并呈现絮凝的现象，从而使钻井液中低密度固相容易被固控设备清除，同时也使其表现出显著的抑制性和防塌效果。因此，现场配浆初期，该产品应在膨润土浆得到充分护胶后再加入，以形成适当粗分散体系；而在钻进过程中，则应根据钻速和井眼大小少量多次补充，以维持钻井液中适当的大分子浓度。

2 无毒环保型高性能水基钻井液体系构建及性能评价

2.1 体系的构建

依托钻井液公司已有技术积累，在技术、文献调研的基础上，以无氯、无重金属离子、无黑色材料等环保指标为基本原则，优选了胺基聚醇HPAG和乳液大分子GWAMAC作为环保型高性能水基钻井液的包被抑制主剂，配合使用甲酸钾提高体系的抑制性[10]，使用H-Stable提高体系的封堵防塌性能，使用XCD提高体系的黏度和切力， 用Green-Starch及PAC-LV降低体系的滤失量， 用MEES-LUB-601提高体系润滑防卡性能，初步构建了一套保护环境型高性能水基钻井液体系（GWHP HIB），其基本配方如下。其不同密度下的性能如表1所示。

（0～1.5%）膨润土+（0.1%～0.12%）KOH+（0.3%～0.5%）K2CO3+（0.5%～1.0%）PAC-LV+（0.1%～0.4%）XCD+（1.0%～2.0%）Green-Starch+（1.0%～3.0%）H-Stable+（2.0%～4.0%）HPAG+（0.5%～1.5%）GWAMAC+（3.0%～5.0%）甲酸钾+重晶石

表1 新体系流变性及滤失造壁性能评价

由表1可知，该体系在不同密度下均具有优良的流变性及滤失造壁性能，触变性高，高密度下的φ6读数介于8～10之间，表明该钻井液具有良好的携岩能力；同时，高的低剪切速率黏度更有利于缓解对井壁的冲蚀，随着胺基聚醇和乳液大分子在井壁形成稳定的吸附膜，将进一步降低井壁失稳的风险。而初步成本核算显示，该钻井液的单方成本大幅度低于现用同密度高性能水基钻井液体系及油基钻井液体系的成本，体现了良好的经济性。

2.2 抑制性

为考察该钻井液配方的抑制性，进行了页岩滚动回收率实验，该实验是模拟井下温度及环空速率下进行的动态实验，在相同条件下测定页岩的16 h淡水回收率来比较各种分散性的强弱，回收率越高，说明该钻井液配方抑制性越好。实验过程中分别取古巴VDW**井井深1 990 m岩心（VDW-1）及四川威远页岩气井W204H**井井深4 746～4 748 m油基岩屑30 g（粒径为2.00～3.20 mm）在高性能钻井液中，于120 ℃滚动16 h，用孔径为0.45 mm的筛回收岩屑，分别测得回收率。在清水、 常规KCl体系和高性能水基钻井液中， 威远W204H**井龙马溪上部地层岩屑回收率分别为24.13%、 33.70%和55.87%， 古巴VDW**井岩屑回收率分别为53.23%、 87.37%和97.13%。结果表明，新研发的高性能水基钻井液具有良好的抑制性，比现用常规KCl体系的抑制性具有更明显的优势。

2.3 抗低密度固相污染性能

分别用5.0%和8.0%英国评价土、VDW-1岩心粉（粒径为0.154 mm）及哈里伯顿标准岩屑粉REV.DUST污染1#钻井液样品并充分搅拌均匀，在50 ℃左右测定其120 ℃老化16 h前后的流变性及滤失造壁性能，实验结果见表2。

表2 新体系抗低密度固相污染性能评价

由表2可知，新体系在被不同浓度及不同类型的低密度固相污染后，仍具有较低的黏度和切力，同时终切力/初切力介于1.2～2，可见该体系触变性高，有利于防止钻井液在井筒中长时间停止循环后，因其形成的较强凝胶结构而在开泵瞬间产生过大的激动压力，造成井漏、憋泵等复杂情况；5.0%和8.0%英国评价土及VDW-1岩心粉污染后的钻井液塑性黏度、动切力、静切力相较于污染前的变化率均控制在25%以内，可见其流变性十分稳定，污染后的高温高压滤失量亦能维持在低于15 mL的范围，泥饼薄，且柔韧性良好，可见其亦具有良好的滤失造壁性能。

分别用5.0%和8.0%钻井用膨润土干粉污染GWHP HIB，并与E体系进行对比，结果见表3。从表3可知，与E体系相比，GWHP HIB体系在5%及8%膨润土干粉污染后的塑性黏度相对略低，滤失造壁性能相当。可见，其抑制性略优于对比体系。

表3 新体系抗膨润土干粉污染性能及对比

2.4 悬浮稳定性

将1#、2#、4#及5#样品在120 ℃老化16 h并充分搅拌后静置24 h，测量上、 下部分样品的密度，并计算沉降指数，结果见表4。

表4 新体系悬浮稳定性

由表4可以看出，该钻井液静置24 h后上下密度差为0.03～0.06 g/cm3，沉降指数低于0.508，可见其具有良好的悬浮稳定性，能完全满足钻井液在现场对沉降稳定性的要求。

2.5 润滑性

针对页岩地层水平井对高润滑性能的要求，利用数显黏滞系数测定仪在室温下评价了新体系API滤饼的润滑性能。测得3#、4#及5#样品API泥饼黏滞系数分别为0.052 4、0.026 2和0.034 9，此外，密度为1.22 g/cm3的极压润滑性测试结果显示，GWHP HIB 体系的极压润滑系数仅为0.06，可见其润滑性良好。

3 高效封堵剂降滤失作用

针对页岩地层纳微米孔缝的有效封堵问题，在5#样品中加入高效封堵剂GWHP FLEX Seal后，以改善体系对该类地层的封堵能力，实验结果见表5。由表5可知，体系黏度下降，而切力基本维持稳定，120 ℃高温高压滤失量降低至3.6 mL，而130 ℃高温高压滤失量降低至4.4 mL，滤饼厚度降低至2.5 mm左右，且对折不断不裂，韧性显著提高，可见该产品不仅具有良好的滤失造壁性能，同时兼具良好的流型调节作用。

表5 高效封堵剂降滤失作用评价

该研究过程中使用钻井液封堵性能评价仪（PPA）及FANN的砂盘（平均孔径为3 μm，气测）在压差为7.1 MPa、温度为120 ℃下，模拟评价钻井液在低孔、低渗地层中的滤失控制能力。从图2所示评价实验结果可知，GWHP HIB体系（含3%GWHP FLEX Seal）在瞬间滤失后即对砂盘形成了有效封堵，滤失速率迅速下降到一较低的平衡值；而对比高性能体系尽管初始滤失量较低，但其滤失速率下降速度缓慢，实验结束时的滤失速率约为GWHP HIB体系的3.4倍，说明其未能对砂盘形成有效封堵，显然，这种情形对维护地层的稳定性是不利的。由此可见，GWHP HIB体系对低孔、 低渗地层的封堵能力较优，能缓解钻井液滤液向低孔、低渗地层的侵入程度。

图2 钻井液砂盘封堵性能对比评价

4 结论与认识

1.针对页岩地层对钻井液性能的要求，优选了胺基聚醇HPAG和乳液大分子GWAMAC作为环保型高性能水基钻井液的包被抑制主剂，配合使用甲酸钾提高体系的抑制性，H-stable提高体系的封堵防塌性能，以及XCD提高体系的黏度和切力，Green-Starch及PAC-LV降低体系的滤失量，初步构建了一套无毒环保型高性能水基钻井液体系，高效封堵剂GWHP FLEX Seal的加入可进一步提高体系的滤失造壁性能。

2.评价结果表明，该新体系在不同密度下均具有优良的流变性及滤失造壁性能，悬浮稳定性好，触变性高，润滑性能优良，并兼具较强的抑制性和抗岩屑污染性能，能够满足不同压力系统页岩地层钻井的需要。

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Laboratory Study of an Environmentally Friendly Non-toxic High Performance Water Base Drilling Fluid

YAO Rugang
(The Drilling Fluid Branch of the CNPC Greatwall Drilling Company, Beijing 100101)

Oil base drilling fluids, because of its high operation cost and pollution to the environment, are more and more replaced by water base drilling fluids. Based on the requirements for the performance of drilling fluids imposed by shale drilling, drilling fluid additives have been optimized to formulate an environmentally friendly non-toxic high performance water base drilling fluid. In selecting the additives, the environmental rules of “chloride-free, heavy metal ion-free and no black material” were followed. Amine based polyalcohol and polymers synthesized through emulsion polymerization were selected as the main shale encapsulators, whose inhibitive capacity was enhanced with potassium formate. A highly effective plugging agent was selected to improve the ability of the drilling fluid to plug the nanometer and millimeter micro-fractures. Laboratory evaluation indicated that in a density range of 1.22-2.18 g/cm3, the drilling fluid had excellent rheology and filtration property. After standing for 24 hours, the density difference between the top and the bottom of the mud sample was 0.03-0.06 g/cm3, and the settling index was less than 0.508, indicating good suspending stability and high thixotropy. The friction coefficient of the mud cakes formed by the sample drilling fluid on an API filter press was as low as 0.0262, meaning that the drilling fluid had very good lubricity. Laboratory experiments also showed that this drilling fluid had strong inhibitive capacity and tolerance to drilled cutting contamination. After contamination with 5.0% and 8.0% British evaluation clay or drilled cuttings from the well VDW** (Cuba), changes in PV, YP and gel strengths of the drilling fluid were controlled within about 25%. The evaluation results also proved that this drilling fluid satisfied the needs for drilling shales of varied formation pressures.

Non-toxic; Environment protection; High performance; Inhibitive capacity; Shale formation

TE254.3

A

1001-5620（2017）03-0016-05

2017-3-1；HGF=1703M3；编辑 马倩芸）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.03.003

中国石油集团长城钻探工程有限公司博士后基金项目“威远龙马溪地层水基钻井液高效封堵剂开发及体系研究”（2015B01）。

姚如钢，博士后，现主要从事页岩气井水基钻井液技术及井壁稳定方面的研究工作。电话（010）84379320；E-mail：yaorg.gwdc@cnpc.com.cn。