高温海水钻井液现状及关键技术研究

单文军，呼和满都拉，陶士先，刘文武，刘 娜

(1.北京探矿工程研究所，北京 100083；2.中国地质大学〈北京〉，北京 100083)

随着国家深海战略的实施和南海天然气水合物的试采成功，我国未来可能(必然)实施深海钻探。以南海为例，实施深海钻探，井底温度预计达到200 ℃以上，抗高温海水钻井液是深海钻探关键技术之一。高温海水钻井液将面临超高温高压环境，良好的流变性、低滤失量、环保等是目前亟待解决的关键技术问题。

1 国外高温海水钻井液技术研究现状

1.1 钻井液处理剂

国外一直在研究抗污染的高温、高电解质乙烯基磺酸、丙烯酰胺及乙烯基乙酰胺等合成的多元共聚物类钻井液处理剂，并在深井、超深井钻探中得到了良好的应用[1-2]。例如：BASF公司开发了Polydrill高温磺化聚合物降滤失剂，耐温可达260 ℃，抗KCl和NaCl至饱和，抗Ca2+、Mg2+含量达7.5%～10%；贝克休斯公司开发了由AMPS和AM共聚合成的Pyro-Trol和AMPS与N-烷基丙烯酰胺(NAAM)共聚合成的Kem Seal等2种高温降滤失剂，适用于260 ℃高温地层的海洋钻井中；ARCO公司研制的抗高温降滤失剂Mil-Tem，主要是由磺化苯乙烯(SS)和马来酸酐(MA)共聚而成，抗温达229 ℃，其粘均相对分子量在1000～5000之间。上述处理剂产品存在的主要问题是抗盐效果有限，不能避免矿化度增大条件下溶液粘度下降的缺陷。

MI-SWACO公司研制的高温聚合物降滤失剂Calovis FL[3-5]主要是由丙烯酰胺(AM)、磺化单体(AMPS)、N-乙烯基吡咯烷酮三元共聚合成，抗温232 ℃，控制在高温高压条件下的流变性能和滤失量；由丙烯酰胺、磺化单体(AMPS)合成的聚合物Calovis HT，抗温达260 ℃；页岩抑制包被剂阴离子丙烯酸共聚物Calothin，抗温达232 ℃；有机共聚物无铬稀释剂Calosperse，抗温达204 ℃；页岩封堵剂Poroseal 和高温钠蒙脱石粘土Gel Supreme。

PERRICONE A C等[6]研制了乙烯磺酸共聚物降滤失剂COP-1和COP-2，并在现场取得成功应用。COP-1应用于部分井温超过260 ℃的钻井中，可与褐煤类物质协同控制。COP-2应用于井温超过177 ℃，并与木质素磺酸和褐煤协同作用。

Halliburton公司[7]研制了一种新型聚合物添加剂FLA，抗温达180 ℃，所配制的钻井液具有极低的塑性粘度、较高的动切力，解决了岩屑携带及井眼清洁问题。

Chevron Phillips公司研制的超高温盐水体系用聚合物，其中HE100合成聚合物(>170 ℃，甲酸盐体系中>230 ℃)、HE150合成聚合物(>170 ℃，甲酸盐体系中>250 ℃)、DriscalD(提粘、降失水剂170～260 ℃)和EXP-S192合成聚合物(提粘、提切剂>260 ℃)。

Carl Thaemlitz等人[8]通过丙烯酰胺、磺酸盐单体、交联剂单体，研制了一种降滤失剂，抗温达232 ℃，抗氯离子12.6 g/L，抗钙离子0.344 g/L。将加量3%的该降滤失剂加入KCl、石灰泥浆和海水，在232 ℃下老化16 h，其滤失量分别为17.6、25.2、23.2 mL，降滤失效果显著。

Clapper等人研制了一系列抗高温抗盐降滤失剂，主要由丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、N-乙烯基吡咯烷酮以及各自的衍生物为单体共聚而成，抗温达260 ℃，抗NaCl达10%。该降滤失剂经260 ℃/16 h老化后的API滤失量依旧控制在3.0 mL以内。

1.2 高温海水钻井液体系

1.2.1 高温聚合物钻井液体系

近些年，国外油田化学品公司在环境友好的高温聚合物水基钻井液方面开展了一系列研究工作，主要围绕以下几个方面开展工作：低钻井液毒性、提高关键处理剂的抗温性、增强钻井液的抑制防塌性能等。

M-I公司[9]研制了两种环保型高性能水基钻井液体系：Ultradrill和HydraGlyde，主要处理剂有低分子量聚丙烯酰胺、ROP增速润滑剂和聚胺抑制剂，该环保型高性能水基钻井液体系性能接近油基钻井液体系，在井眼净化、井壁稳定和提高机械钻速方面效果相当。

EXXON公司[10]合成了一种高温聚合物处理剂，形成了无生物毒性的抗高温海水体系(EHT)，在某井井底最高使用温度达215 ℃，高温海水泥浆在204 ℃老化(16 h)后，生物毒性通过美国环保署(EPA)检测，无毒，可排放。

斯伦贝谢公司研制的Envirotherm NT钻井液体系[11]，抗温达232 ℃，密度2.20 g/cm3，无铬，低毒性、海洋环境接受性好。

卡博特公司[12-13]采用Dristemp增粘降滤失剂、甲酸铯加重剂等形成一种无固相耐高温钻井液体系，现场应用抗温达到215 ℃，密度达到2.25 g/cm3。

Halliburton公司研制了高温聚合物增粘提切剂FLA，形成了一种抗204 ℃高温环保无固相聚合物钻井液体系，无毒性，可直接排放。

英国MGS公司[14]研制了一种纳米水溶性增粘降滤失剂Pure-Bore，形成了Pure-Bore高性能水基钻井液，配方：0.75%Pure-Bore+1.0%Pure-Bore LV+1.7%封堵剂+5%KCl+25%NaCl+重晶石。该体系具有高剪切稀释性，井眼清洁能力强，环境友好，易生物降解，可直接排放。

1.2.2 甲酸盐钻井液体系

Shell开发的甲酸钠钻井液体系SFX-1抗温达150 ℃[15]，甲酸钾钻井液体系PFX-1在170 ℃条件下表现出较好热稳定性。典型配方为：350 mL甲酸盐盐水+0.5 g黄原胶+2 g高粘PAC+1 g低粘PAC+20 g碳酸钙+0.5 g碳酸氢钾或碳酸钾。可以用甲酸铯将钻井液密度调至2.3 g/cm3，但甲酸铯价格昂贵。

1.2.3 钙盐钻井液体系

Halliburton公司[16]研制了一种能提高产能的高密度CaBr2-CaCl2-CaCO3钻井液，并应用在埃及地中海海上气田。基于实验室研究结果，添加捕氧剂可将该体系的抗温能力提高至162 ℃。

1.2.4 高密度低固相钻井液体系

Halliburton公司研制的抗180 ℃高温无固相钻井液体系，主要处理剂是一种新型聚合物添加剂FLA，配方为：135.15 L甲酸铯+22.26 L Glycol+1.59 L水+0.22 g柠檬酸+1.11 g聚合物FLA+0.47 g聚合物C+1.11 g聚合物D+0.95 g聚合物E+4.45 g碳酸钙(5 μm)+1.91 g碳酸钙(25 μm)+0.08 g MgO+0.08 g抗氧化剂。该体系经过180 ℃热滚20 h，流变性能稳定；动态循环模拟测试温度超过232 ℃，粘度维持稳定。

1.2.5 高温油基钻井液体系

斯伦贝谢MI-SWACO公司[17-20]新研发了一种抗温260 ℃、密度可达2.04 g/cm3的超高温油基钻井液RHADIANT，适用于所有油基和合成基钻井液，主要处理剂有3种，高温主乳化剂MULXT，配浆加量2%～3%，抗温260 ℃；高温主降滤失剂胺化单宁ONE-TROL HT，加量1%～3%，抗温260 ℃；辅助降滤失剂合成聚合物ECOTROLHT，加量0.5%～1%，抗温260 ℃。

1.2.6 氟基逆乳化钻井液体系

Halliburton公司[21]研制了氟基逆乳化超高温钻井液，该体系以氟基聚醚油、氟基乳化剂等组成，油水比60∶40～80∶20，抗温达到315 ℃以上，具有良好的热稳定性、抑制、润滑、抗污染和抗腐蚀性能。该体系目前还处于室内基础理论研究阶段，现场应用还需要大量的研究工作。

2 国内高温海水钻井液技术研究现状

2.1 钻井液处理剂

中海油能源发展有限公司采油技术服务公司王仲广等人[22]，以AA、AM、AMPS、DMDAAC为单体，合成了两性离子聚合物抗高温抗海水降滤失剂，该聚合物在海水中的降滤失效果显著，在海水浆中的抗温能力在220 ℃以上，解决了聚合物在高温高盐情况下易降解的问题，能够满足海洋高温钻井对降滤失剂的需求。

白秋月[23]研制了一种耐温耐盐钻井液降滤失剂，主要由MAA/AMPS/DMDAAC/NVP四元共聚而成，抗温达150 ℃。

中国石油集团工程技术研究院[24]，合成出了抗200 ℃的磺酸盐共聚物降滤失剂DSP。

全红平等人[25]合成了一种抗高温抗盐聚合物降滤失剂，抗温达200 ℃，抗NaCl达 30%和抗CaCl2达10%。

黄维安等人[26]以N,N-二乙基丙烯酰胺(DEAA)、AMPS、NVP、二甲基二烯丙基氯化铵为单体，合成了超高温聚合物降滤失剂HTP-1，抗盐超过20%,抗温达240 ℃。

王松[27]以2-甲基丙烯酰氨基-2-甲基丙磺酸等主要单体为基本单体，配合其它几种特定的乙烯基单体，合成了一种抗温达210 ℃、抗4%CaCl2、抗盐至饱和的降滤失剂。将该降滤失剂分别在淡水泥浆、饱和盐水泥浆、含钙泥浆(4%CaCl2)210 ℃高温老化24 h，其塑性粘度分别为13.5、26.0、9.5 mPa·s，滤失量分别为9.5、19.5、40.5 mL。

王中华[28]以丙烯酰胺、AMPS、丙烯腈为原料，合成了一种降滤失剂，在盐水钻井液中抗温达200 ℃，在1%CaCl2钻井液中抗温达180 ℃。以丙烯酰氧丁基磺酸、2-丙烯酰氧-2-甲基丙磺酸钠和N,N-二甲基丙烯酰胺与丙烯酰胺、丙烯酸为原料合成了一种降滤失剂，抗盐10%～30%，抗温达220 ℃。将0.5%该降滤失剂加入淡水泥浆、盐水泥浆(4% NaCl)、饱和盐水泥浆、含钙泥浆(10% CaCl2)中，其塑性粘度分别为：24、11、12.5、4.5 mPa·s。

国内近些年针对抗高温海水钻井液处理剂的研究主要集中在抗高温、抗盐性能上，目前国内可以满足200 ℃以内的高温深井钻井需求。但对耐温超过200 ℃、耐盐至饱和的高温聚合物、降滤失剂、防塌剂、润滑剂、抑制剂、消泡剂等研究仍有不足。

2.2 钻井液体系

(1)中海石油(中国)有限公司湛江分公司张万栋等人[29]，针对南海西部东方区域中深层高温高压气田开发钻井过程中下部地层使用水基钻井液钻井过程中容易出现井壁失稳、摩阻扭矩大的技术难题，从多方面来评价MEGADRIL油基钻井液，该油基钻井液热稳定性好，耐温达150 ℃，具有较高的润滑性，储层保护效果好。

MEGADRIL油基钻井液配方：O/W(7∶3，25% CaCl2)+0.855%Versagel HT+4.3%ONEMUL+2.85%CaO+1.43%Versatrol HT+0.285%Ecotrol RD+1%VERSAWET+优质重晶石(密度1.9 g/cm3)。

(2)中国石油集团工程技术研究院刘晓栋等人[30]，针对大港滨海地区高温地层存在的井壁稳定、漏失、坍塌、钻井液维护困难等施工难点，研制了抗200 ℃的磺酸盐共聚物降滤失剂DSP，通过室内试验优选出抗200 ℃的高温海水基钻井液。该体系在200 ℃高温条件下具有良好的高温流变性、热稳定性，抑制性和润滑性；抗盐达8.0×104mg/L，抗钙达5.0×103mg/L，可满足大港滨海区块探井高温高效、提速钻井、海上环境保护的要求。

(3)聚磺钻井液可应用于150～200 ℃高温深井，但磺化类抗高温处理剂生物毒性高(SMP-1、磺化沥青，生物毒性值分别为36050、8000 mg/kg)，色度大，不能满足排放要求，与国外低毒性高温聚合物水基钻井液性能有一定差距。

(4)长城钻探工程公司工程技术研究院杨鹏等人[31]，以丙烯酰胺、丙烯酸、磺酸基共聚物、阳离子单体等合成了可抗180 ℃高温的磺酸盐共聚物增粘降滤失剂SSDP。通过对抗高温抗盐增粘剂、润滑剂、降滤失剂和防塌抑制剂等处理剂的优选和复配，研制了一种抗高温海水无粘土相钻井液，耐温能力达150 ℃。

抗高温无粘土相钻井液配方：海水+0.2%Na2CO3+0.6%SSDP+0.8%DDL+0.8%PAM+0.5%JL-8+3.0%SL-Ⅱ+3.0%超细碳酸钙+ 1.0%HL-8+2%AP-1。

(5)中海石油(中国)有限公司湛江分公司吴江等人[32]，研制了一种新型抗温高密度油基钻井液体系。配方:5号白油(85∶15油水比)+4.28%乳化/润湿剂+0.285% 降失水剂+2.85%石灰+1.5%有机土+2%抗高温降失水剂+水相(26%CaCl2溶液)+重晶石，密度加重至2.0 g/cm3。

(6)西南石油大学朱宽亮等人[33]，研制了一种抗200 ℃高温的海水钻井液，具有良好的流变性和热稳定性，高温高压失水量低。配方：5%海水基浆+1.5%～2.0%SMP-Ⅱ+2%～3%SPNH+2%DSP+5%甲酸钾+2%超低渗成膜封堵剂+0.1%热稳定剂A-20+2%聚合醇+0.3%SP-80+0.4%亚硫酸钠+重晶石。实验流变性能见表1。

表1 200 ℃高温海水钻井液流变性能Table 1 Rheological properties of high temperature seawater drilling fluids at 200℃

3 高温海水钻井液关键技术研究

(1)研制高温高密度高矿化度条件下抗盐处理剂(高温抗盐降滤失剂、抗盐抑制防塌剂、抗盐增粘剂、环保型润滑剂、消泡剂等)及其在高温条件下作用机理研究；重点研究处理剂关键官能团、分子量、聚合度等在高温、高矿化度条件下性能变化规律研究。

(2)研制或优选适合于高矿化度钻井液抗氧化保护剂，提高整体抗温性能。

(3)超高温、超高压、高矿化度地层井壁稳定技术。

(4)高温、高密度、高矿化度新型无毒、环保型海水钻井液体系。

(5)高温海水钻井液缓蚀剂、评价方法及腐蚀机理研究。

(6)高温海水钻井液评价仪器研究。

4 结论

综上所述，国内外对高温海水钻井液的研究有很大进展，但是关于高温海水钻井液中的多电解质在高温条件下的相互作用机理研究较少。针对多电解质高矿化度条件处理剂及体系高温失效问题，以及高温高压高矿化度深海钻探面临处理剂耗量大的问题，应在抗高温海水钻井液的造浆材料、处理剂、体系等方面开展大量的研究工作，开发配伍性能优良的海水钻井液高温、抗盐等处理剂的研制，进一步研制耐200 ℃以上高温海水钻井液体系，可为深海钻探、天然气水合物钻探及深部油气钻探提供技术支撑。