乙酸钠为内相的合成基钻井液体系研究

2019-01-25刘雪婧耿铁赵春花罗健生

精细石油化工 2018年6期

刘雪婧，耿铁，赵春花，罗健生

(中海油服油田化学事业部，河北三合 065201)

与水基钻井液相比，油基钻井液在井壁稳定、润滑防卡、抑制页岩水化膨胀和地层造浆，以及快速钻进等方面具有明显优势，已成为钻探高温深井、海上钻井、大斜度定向井、水平井、各种复杂井段和储层保护的重要手段[1]。目前，国外在复杂井钻井及非常规油气井钻探中，油基钻井液的应用占主导地位[2]。我国海上钻井作业环保要求原来越严格，渤海等一级海域不允许排放所有类型钻井液及含油钻屑。相对水基钻井液的一次性使用特性而言，油基钻井液可反复利用，在钻进多口井时，反而降低了钻井成本，因此，为满足钻井和环保要求，有必要开发低毒环保油基钻井液体系[3-4]。相较于传统油基钻井液采用具有生物毒性的CaCl2而言，油基钻井液的内相更需具有环保性。

在油基钻井中，为了防止或减弱泥页岩地层的水化膨胀，保证井壁稳定，一般采用CaCl2或NaCl作为油基钻井液的内相，控制钻井液活度与地层水活度相当，但是CaCl2或NaCl溶液中的氯离子会阻止或者延缓土壤中生物的生长，于环境有害[5-6]。甲酸盐也曾经被用作油基钻井液的内相，但是甲酸盐成本高，且甲酸根容易使土壤板结[7]。邱正松[8]等研究了以NH4Ca(NO3)为内相的油基钻井液，但是内相使用浓度高，31.47% NH4Ca(NO3)溶液的活度仅为0.9，在遇低活度地层时钻井成本较高。

本工作采用气制油为基础油，以妥尔油脂肪酸脂衍生物为乳化剂，易溶于水，无毒的CH3COONa为内相，研制了合成基钻井液体系，该体系具有三维网状结构，流体类型符合Herschel-Bulkley模型。与CaCl2合成基钻井液相比，钻井液结构更强，具有较稳定的高温流变性，说明CH3COONa可以用做合成基钻井液内相。

1 实验

1.1 材料与仪器

气制油、主乳化剂PF-MOEMUL、辅乳化剂PF-MOCOAT、有机土PF-MOGEL、降滤失剂PF-MOHFR、石灰石，天津中海油服化学有限公司；乙酸钠、氯化钙，分析纯。

WT-2000A变频高速搅拌器，FANN 23E破乳电压仪，OFITE高温滚子炉，OFITE800旋转黏度计，DM4000M智能显微镜，温控型高精度双传感水活度测试仪，安东帕MCR102智能高级流变仪，Fann 50高温高压流变仪，GRACE M7500 超高温高压流变仪(含PVT模块) 。

1.2 实验方法

1)分别配置质量分数10%～30%的CH3COONa溶液和CaCl2溶液，测试25 ℃时不同浓度条件下活度变化。

2)乳化效率：在280 mL气制油中，加入一定配比的乳化剂，高速搅拌5 min，加入70 mL 20%CH3COONa或20%CaCl2溶液高速搅拌20 min，转移至老化罐中150 ℃热滚16 h。老化后，降至室温取出乳液，高搅20 min，快速转移至具刻度的250 ml量筒中，记录不同时间乳液上层析出油的体积。按公式(1)计算乳化效率(W2)。

(1)

式中：V1为量筒中的乳液总体积，mL；V2为不同时间分离出的油层体积，mL。

3)钻井液配方及测试：320 mL气制油+2.0%PF-MOEMUL+1.0% PF-MOCOAT+2.5% PF-MOALK+2.5% PF-MOGEL+80 mL内相溶液+降滤失剂PF-MOHFR+0.5%PF-MOVIS+石灰石加重到1.2 g/cm3。装入老化罐后置于高温滚子炉中150 ℃恒温热滚老化。老化16 h后冷却后测试钻井液于65.5 ℃性能。

在对湖北省县市图地理国情普查图编制研究过程中，采用了基于图数分离的技术手段，基于知识模板的缩编技术，智能化的操作大大提高了作业效率，作业效率提高了80%左右，产生了巨大的经历效益。此项目的研究对于常态化地理国情监测，图件快速制图出图提供了新的思路。

2 结果与讨论

2.1 内相及乳液性能

2.1.1CH3COONa与CaCl2活度对比

为了较好的比较CH3COONa和CaCl2为内相对合成基钻井液的性能影响，测试了不同浓度CH3COONa溶液与CaCl2溶液的活度变化,结果见图1。由图1可见，溶液的活度随着浓度增加而下降。结合通用地层活度约0.80～0.90，以及避免内相浓度变化对体系性能影响等因素，选择质量分数20%的盐溶液为内相即可满足一般地层条件。

2.1.2乳化效率

选用妥尔油脂肪酸衍生物为乳化剂，测试了乙酸钠与氯化钙为内相乳液的乳化效率，结果见图2。

从图2 可以看出，CH3COONa为内相的乳液乳化效率稍低于CaCl2为内相乳液的乳化效率，这可能是乙酸根离子基团尺寸较大，活度较低，游离自由水相对较多，造成乳化较为困难，但是30 min时CH3COONa乳化效率84%，可满足油基钻井液乳液乳化效率要求，认为其可以作为油基钻井液的内相。

2.1.3乳状液微观观察

对加入有机土，氧化钙的上述乳液稀释400倍进行了微观观察，结果见图3所示(放大200倍)。

图3 两种内相乳液的微观结构

从图3可以看出，两种内相的油基钻井液乳液都能清晰的看到乳液滴，且两种内相的乳液液滴尺寸接近，分散均匀，体系具有较好的乳化稳定性。说明可以用CH3COONa代替CaCl2为内相配制环保合成基钻井液。

2.2 乙酸钠合成基钻井液体系综合性能评价

1)常规流变性。测试了按照基础配方配制的CH3COONa合成基钻井液在150 ℃老化后65.5 ℃的常规性能，结果见表1。从表1 可以看出，相比较而言，以CH3COONa为内相的合成基钻井液黏度稍高，尤其低剪切速率黏度较高，Φ3大于10，初切与终切相近，这样具有较好的携盐能力并避免钻井过程中激动压力过大的风险。并且该钻井液体系的高温高压虑失量较低，破乳电压较高。说明CH3COONa环保合成基钻井液在65.5 ℃下的常规性能完全能满足钻井工程作业要求。

表1 基础配方钻井液流变性

2)微观流变性。采用高级智能流变仪评价了钻井液的微观流变性(65 ℃)，结果见图4。利用振荡模式评价了CH3COONa或CaCl2内相对钻井液系粘弹性的影响，利用动态应力扫描确定每个样品的线性粘弹区，然后在线性粘弹区内进行动态频率扫描测试，结果见图5。

图4 CH3COONa或CaCl2合成基钻井液黏度曲线

图5 CH3COONa或CaCl2合成基钻井液频率扫描曲线

由图4可见，CH3COONa内相合成基钻井液比CaCl2内相合成基钻井液整体黏度高，屈服值高。图5中，两种合成基钻井液乳液的G′(弹性模量)大于G″(粘性模量)，且G′基本上不随频率发生改变，说明乳液形成了三维网络结构。综合说明CH3COONa内相合成基钻井液具较高的结构强度，破坏结构所需的能量更大。这可能是因为相同盐浓度下，乙酸钠内相溶液黏度稍高，增加了乳化液膜强度，从而使钻井液更稳定。并且乙酸根离子极性较氯离子弱，与体系中表面活性剂、有机土，流行调节剂等更容易形成氢键，从而体系结构增强。

3)高温流变性。采用FANN50高温高压流变仪评价体系的高温流变性能，实验压力3.5 MPa，结果如图6所示。

图6 CH3COONa或CaCl2合成基钻井液高温流变性

由图6可以看出，该环保油基钻井液体系在3.5 MPa压力下，50～180 ℃范围内具有较好的流变稳定性。CH3COONa合成基钻井液表观黏度和YP较高，这可能是CH3COONa内相黏度稍高，且乙酸根离子与钻井液中其他助剂的相互作用较强，体现在体系的黏度稍高，也与微观流变结果相一致。

2.2.2PVT测试

采用GRACE M7500 超高温高压流变仪的PVT模块评价了CH3COONa合成基钻井液体系的密度随温度压力变化趋势，结果如图7所示。

图7 CH3COONa合成基钻井液密度随温度、压力变化曲线

由图7可见，相同温度下，体系密度随压力升高而升高，21 MPa与154 MPa下密度上升约0.1

g/cm3。相同压力下，体系密度随温度升高而降低，50 ℃与176.6 ℃下体系密度下降约0.06 g/cm3。说明体系密度受温度压力影响较小，并且可根据地层压力及温度确定体系实际密度，计算ECD，减少井控风险。

2.2.3抗污染能力评价

在CH3COONa合成基钻井液中加入不同加量的现场钻屑粉(过120目筛)或人工海水，150 ℃下老化16 h后测其在65.5 ℃流变性能，结果见表2。

从表2可以看出：在CH3COONa合成基钻井液中分别加入40%钻屑粉后，体系性能开始变差，黏度较大，终切较高，但是30%鉆屑粉污染后体系仍能具有较好的性能，说明体系具有较强的抗鉆屑粉污染能力；另外，加入15%人工海水后的钻井液体系更具有较好的流变，说明该体系具有较强的抗海水污染能力。

表2 体系抗钻屑粉污染和抗海水污染性能

2.2.4体系密度适用范围

配制了不同油水比的CH3COONa合成基钻井液并测其性能，如表3所示。由表3可以看出，随着体系油水比的增加，钻井液黏度下降，破乳电压升高，在油水体积比7∶3之后体系性能良好，说明该体系的油水体积比适用条件为7∶3至9∶10之间。

表3 不同油水比体系性能

2.2.5储层保护

CH3COONa合成基钻井液体系中的乳化剂可能会发生岩石乳化堵塞和润湿反转性储层伤害[9-10]，因此，需对体系进行储层保护评价。采用人造岩心的渗透率恢复率评价CH3COONa合成基钻井液的储层保护能力，结果见表4。从表4可知，CH3COONa合成基钻井液对人造岩心的渗透率恢复值能达89%以上。说明该体系具有较好的储层保护性能。