无土相合成基钻井液的研究

王旭东

(中石化胜利石油工程有限公司 钻井工艺研究院，山东 东营 257000)

与水基钻井液相比，油基钻井液在热稳定性、降滤失性、润滑性以及泥页岩稳定性等方面更具优势，在复杂地层、深层/超深层和复杂结构井的钻探中得到了广泛的应用[1]。根据所使用基础油的不同，油基钻井液可分为：柴油基钻井液、白油基钻井液和合成基钻井液。合成基钻井液体系采用合成基基础油为连续相，其生物毒性测试显示，EC50数值均远远大于10000mg/L，是一种无害化环保的钻井液体系。和柴油/白油基钻井液相比，合成基钻井液钻井性能基本相当，但是环保性能更为显著，具有广阔的推广应用前景[2-3]。目前合成基钻井液使用有机土作为增粘提切剂，体系中固相含量高，高度分散的固相颗粒很容易侵入储层，降低储层渗透率，储层伤害显著，特别是在水平井中，这一现象更为明显；此外，高的固相含量不利于提高机械钻速[2-7]。

和常规的合成基钻井液相比，无土相的合成基钻井液可以有效降低固相侵入对地层的影响，显著提高油层保护效果，大幅降低循环渗漏，有效提高机械钻速，并且有利于清洁井眼。本文研制了一种适合合成基基础油使用的流型调节剂，形成了一套无土相合成基钻井液体系，为合成基钻井液的推广应用提供了技术支撑。

1 流型调节剂的研制

流型调节剂是无土相合成基钻井液的核心处理剂，通过流型调节剂来代替有机土，一方面可以降低固相含量，防止固相侵入对储层的伤害，另一方面通过提高流型调节剂的抗温性能可有效解决有机土的高温稠化问题。

1.1 制备方法

将一定量的二聚酸和多元醇胺加入到烧瓶中，氮气保护，在一定温度下反应6h后，加入多乙烯多胺，进行适度交联，继续反应3h后停止反应，除去多余的溶剂，冷却后所的产物即为研制的流型调节剂，代号为：SLTJ-1。

1.2 作用原理

所研制的流型调节剂SLTJ-1具有亲油的主链，在合成基基础油充分舒展，保证其在合成基中具有较好、较快的溶解性，同时在分子结构中引入了酰胺基、羟基等亲水基团。亲油的烷基链通过缔合作用形成三维网络结构，实现增粘提切，酰胺基、羟基等亲水基团通过氢键与其他基团相互作用提高了体系的网架结构强度，增大体系的动切力和凝胶强度。

此外，流型调节剂SLTJ-1分子进行可适度交联，只有当温度高到分解温度以上，才会破坏交联后的分子结构，提高了其抗温性能。

2 流型调节剂的评价

2.1 流型调节剂在合成基基础油中的性能评价

流型调节剂SLTJ-1在合成基基础油中的性能评价详见表1。由表1的数据可知，SLTJ-1可有效提高基础油的粘度和切力，随着SLTJ-1加量的增加，体系的塑性粘度、动切力和静切力均有较大幅度的上升，当加量为1.5%时已经有很好的效果，继续增加SLTJ-1的加量，体系粘度和切力的增幅减小，因此SLTJ-1最优加量为1.5%。

表1 流型调节剂SLTJ-1在合成基基础油中的性能评价

2.2 流型调节剂抗温能力评价

将加入流型调节剂SLTJ-1(加量：1.5%)的合成基基础油倒入高温老化罐中，在一定温度下老化16h，之后测试其流变性能，可以评价流型调节剂SLTJ-1的高温稳定性。

流型调节剂SLTJ-1抗温性能评价结果见表2。由表2的数据可知，随着老化温度的升高，SLTJ-1的性能呈现先上升后下降的趋势，这是因为当老化温度低于150 ℃时，温度升高促进了流型调节剂在基础油中的溶解，增强了SLTJ-1形成的空间网络的结构，当温度继续升高时，流型调节剂SLTJ-1的分子结构遭到部分破坏，其性能有所下降，老化温度为180℃时，含有SLTJ-1的合成基基础油仍然能够保持较好的流变性能，说明其抗温性能达到180℃，当老化温度升高至200℃时，SLTJ-1的分子结构完全遭到破坏，已经不能起到增黏提切的作用了。

表2 流型调节剂SLTJ-1的抗温性能评价

3 无土相合成基钻井液

3.1 无土相合成基钻井液的基础配方

在研制流型调节剂SLTJ-1的基础上，优选其他处理剂(乳化剂、降滤失剂、润湿剂、抗高温封堵剂等)，建立了无土相合成基钻井液基础配方：合成基基础油(320 mL)+20%的CaCl2水溶液80 mL+1.5%流型调节剂SLTJ-1+2%～3%乳化剂+3%～4%降滤失剂+3%～5%润湿剂+1%～2%封堵剂+2%的碱度调节剂(CaO)+重晶石(钻井液体系密度范围1.5～2.0 g/cm3)。

3.2 无土相合成基钻井液的基本性能

测试了无土相合成基钻井液的流变性能、电稳定性、抗温性能以及高温高压滤失量(FLHTHP，150℃，3.5 MPa)，并和有土相合成基钻井液体系的性能进行了对比。无土相合成基钻井液的性能详见表3。

表3 无土相合成基钻井液的性能(50℃)

由表3 的数据可知，研制的无土相合成基钻井液在180 ℃老化16 h之后体系的性能变化不大，说明该体系具有较强的抗温能力，能抗180 ℃的高温；在较宽的温度范围内(50～180 ℃)该体系塑性粘度和动切力维持在较好的水平上，动塑比在0.15～0.19之间，说明该体系具有良好的流变性能，有利于高密度钻井液体系的稳定和携岩；老化前后该体系的高温高压滤失量可以控制在7 mL以下，能够满足现场应用的要求。

通过和有土相合成基钻井液的性能对比可知：无土相合成基钻井液老化前后塑性粘度较低，有利于机械钻速的提高，并且动切力和动塑比较高，有利于高密度钻井液体系的稳定和清洁井眼，此外，无土相合成基钻井液高温老化前后的性能变化较小，有利于现场施工时钻井液性能的控制。

3.3 储层保护效果评价

对无土相合成基钻井液的储层保护效果进行了研究，实验采用DW-III动态污染仪模拟钻井条件对岩心(人造岩心)进行了动态污染实验，并与有土相合成基钻井液体系进行了对比，试验结果见表4。

表4 几种钻井液体系动态污染实验数据

注： Ko为污染前的渗透率；Kd为污染后的渗透率；钻井液密度：2.0g/cm3

试验结果说明：无土相合成基钻井液体系渗透率恢复值在96%以上，岩心污染端面泥饼致密，动滤失量最小；由于体系中不含有机土，可进一步降低钻井液对储层的损害，更好地满足储层保护的要求。

3.4 抗污染能力评价

对无土相合成基钻井液体系的抗污染能力进行了评价，试验结果见表5。由表5的数据可知，加入3%的NaCl 、2%的CaCl2、10%的水和20%的钻屑后，塑性粘度、动切力、破乳电压和滤失量等关键指标没有出现明显的恶化，主要性能可以满足现场施工的要求。

表5 无土相合成基钻井液体系抗污染能力评价结果

4 结论

(1)研制了流型调节剂SLTJ-1，该处理剂在合成基基础油中具有良好的增粘提切性能，可替代有机土，并且能抗180℃的高温。

(2)以流型调节剂SLTJ-1为基础，优选其它处理剂，构建了无土相合成基钻井液体系。该体系抗温达到180℃，最高密度可到2.0g/cm3；高温老化前后体系的流变性能优异，动塑比高，滤失量低，抗污染能力强，能够满足现场施工的需要。