清洁型可生物降解钻井液体系研究及应用

2019-04-25欧阳勇董宏伟陈在君

钻采工艺 2019年2期

欧阳勇，董宏伟，陈在君

(1低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 2中国石油长庆油田油气工艺研究院 3中石油川庆钻探工程有限公司工程技术研究院)

随着我国石油工业迅速发展，钻井技术对钻井液提出了更高、更新的要求，钻井液的使用越来越受到国家环保法律政策的规范和限制。因此，立足当前环保钻井液技术的发展，探索既满足钻井工程需求又具有环境友好性质的新型的钻井液[1-5]，已经成为国内外钻井液工程技术人员关注和研究的一个重要课题。

目前钻井液中普遍使用的腐植酸类、树脂类、磺化沥青类、单宁类、丙烯酸类聚合物等产品，使钻井液生物毒性大，且难于降解，使排放物的指标更难达到国家要求[6-11]，目前的处理办法中，极易造成二次伤害，因而毒性小，能生物降解，对环境伤害小，有利于后期处理的钻井液技术是目前解决环保钻井液的关键[12-18]。本文拟通过研发关键处理剂胺基抑制剂G319和纳米封堵剂G314为主剂，优选其它天然绿色添加剂，构建清洁型可生物降解钻井液体系，使得体系毒性大大降低，解决了目前钻井液毒性大，难于生物降解的问题，为苏里格清洁化生产提供技术支撑。

一、清洁型钻井液关键处理剂的研制

1.胺基抑制剂G319的合成

1.1 胺基抑制剂G319的合成工艺流程

(1)反应釜中加入10～20 kg水，在加入起始剂15～20 kg，搅拌30 min充分溶解。

(2)搅拌条件下滴加催化剂1～2 kg，10 min匀速滴完。

(3)搅拌条件下添加有机胺50～60 kg，匀速搅拌30 min。

(4)待完全溶解后，加热，升温至60℃。

(5)搅拌条件下加入环氧乙烷60～70 kg、环氧丙烷80～90 kg，匀速搅拌60 min。

(6)充氮气控制压力低于10 MPa，温度低于150℃，反应36 h。

(7)停止反应，冷却至室温，得淡黄色黏稠液体，以作备用。

1.2 胺基抑制剂G319评价

1.2.1 胺基抑制剂G319抑制效果评价

选取直罗组岩屑，进行胺基抑制剂G319与同类抑制剂回收率对比实验，结果见表1。

表1可知，室内合成的胺基抑制剂G319抑制性要优于国外同类型的聚胺。

表1 胺基抑制剂G319与同类抑制剂回收率对比

注:一次回收率条件：90℃×16 h；二次回收率条件：90℃×4 h；三次回收率条件：90℃×4 h，岩屑为鄂尔多斯盆地直罗组岩屑。

1.2.2 胺基抑制剂G319加量选择

胺基抑制剂G319加量到1.5%以后如再继续提高加量，岩屑的回收率提高幅度变化不是很大，因此确定胺基抑制剂G319加量为1.5%适宜。

2.纳米封堵剂G314的合成

2.1 纳米封堵剂G314的合成工艺流程

(1)四口烧瓶中加入100～150 g蒸馏水。

(2)搅拌条件下加入无水乙醇。

(3)搅拌条件下加入苯丙烯40～60 g，均匀搅拌至完全溶解。

(4)搅拌条件下加入甲基丙烯酸乙酯40～60 g，均匀搅拌至完全溶解。

(5)通氮气置换空气30 min，在氮气保护下升温至90℃。

(6)缓慢加入2%过硫酸钾溶液20 mL，反应8 h。

(7)停止反应，冷却至室温，过滤，用无水乙醇和蒸馏水反复洗涤。

(8)在80℃恒温干燥24 h，即得白色固体，以作备用。

2.2 纳米封堵剂G314粒径测定和扫描电镜

分别使用马尔文ZSE型纳米粒度及Zeta电位仪和扫描电镜测试纳米封堵剂G314的粒径分布和粒径尺寸，结果见图1和图2。

图1 纳米封堵剂G314粒径分布曲线

图2 纳米封堵剂G314扫描电镜图

图1～图2可知，纳米封堵剂G314的粒径处于100～200 nm范围内。

2.3 纳米封堵剂G314封堵性评价

应用OFITE渗透性封堵仪在90℃、3.5 MPa下评价了纳米封堵剂G314的封堵性能，结果见图3。

图3 纳米成膜封堵剂G314加入前后封堵性能对比

图3可知，加入纳米封堵剂G314后，高温高压瞬时滤失量显著降低，表明封堵性显著增强，能够快速形成优质滤饼，有效进行瞬时封堵。

二、清洁型可生物降解钻井液体系性能评价

研发的关键处理剂胺基抑制剂G319和纳米封堵剂G314为主剂，优选其他天然绿色添加剂，构建了清洁型可生物降解钻井液体系，并对体系性能进行评价。

1.清洁型可生物降解钻井液体系环保指标评价

使用哈希CODmax plus sc型分析仪，哈希BOD TrakII型分析仪以及DXY-3型生物毒性测试仪进行体系的环保指标评价，结果见表2，环保性评价参考标准：《水溶性油田化学剂环境保护技术评价方法》，标准号：SY/T 6788-2010和《水溶性油田化学剂环境保护技术要求》，标准号：SY/T 6787-2010。

表2 体系环保指标

注：体系配方：1.5%G319+1.0%G314+1.0%CYL-1+0.5%XCD+5.0%CaCO3，ρ=1.1 g/cm3，以下同。

表2可知，清洁型可生物降解钻井液体系BOD5/COD为0.365，易降解，生物毒性EC50为32 400 mg/L，为无毒，TOC值为860 mg/L。

2.清洁型可生物降解钻井液体系综合性能评价

2.1 清洁型可生物降解钻井液体系高温流变性评价

使用美国Chandle公司7600型高温高压流变仪进行了体系的高温流变性评价，其结果见表3。

表3 体系高温流变性实验数据

表3可知，清洁型可生物降解钻井液体系温度热滚温度达到150℃时，体系的流变性能变化不大，但体系温度热滚温度达到160℃时，体系的表观黏度大幅度降低，说明清洁型可生物降解钻井液体系最高抗温150℃。

2.2 体系的抑制性评价实验

使用OFI 150-80-1-230V型高温动态线性页岩膨胀仪进行了岩心膨胀率测试评价实验，实验结果见表4。

表4 体系的抑制性评价实验

表4可知，岩心膨胀量降低率8 h后达到62.74%，16 h后达到60.30%，说明体系的抑制性很强。

2.3 体系的封堵性评价实验

使用法国VINCI公司CFS700型多功能岩心驱替仪进行了封堵评价实验，实验结果见表5。

表5 体系封堵及解堵评价实验

表6可知，清洁型可生物降解钻井液体系中加入不同浓度的纳米封堵剂G314，封堵率和解堵率均达到90%以上，达到很好的储层保护效果。

三、现场试验应用

1.现场试验概况

针对常用钻井液体系与环境保护的矛盾愈加突出等问题，研发关键处理剂胺基抑制剂G319和纳米封堵剂G314为主剂，优选其他天然绿色添加剂，形成清洁型可生物降解钻井液体系，研究成果在长庆油田油井侧钻井进行了3口水平井的现场试验应用。试验井整个施工试验井段钻井液性能稳定，流变性、防塌抑制性、润滑性能佳，3口实验井均通井电测顺利，电测一次成功。同时该钻井液体系环保性能优良(见表6)，满足当地环保要求。