海上硅酸钠聚合醇钻井液的研制

蒋 巍

（中国石油集团长城钻探工程有限公司，北京100192）

全球海洋油气资源主要分布在墨西哥湾、巴西、西非,一直到东非、地中海、印度、澳大利亚、中国南海等。目前海洋油气资源的开发得到了迅猛发展,全球的钻井作业中深水井占比约28%，但在海洋钻井过程中，井壁稳定性仍然受到研究人员的高度关注[1⁃2]。油基钻井液虽然可很好地稳定井壁，但随着各个国家对环保要求的提高，传统油基／合成基钻井液在低温高压下会出现严重增稠等问题[3]。研究人员将目光转向环保的水基钻井液,如硅酸盐钻井液、聚合醇钻井液等。硅酸盐钻井液具有对海洋生物群落无影响、不影响测井、低成本、防塌能力强等优点，因此曾受到了研究人员的高度关注，但目前硅酸盐钻井液面临润滑性能差、可能损害 储 层 等 问 题[4⁃5]。

田波等[6]对优选出的硅酸盐钻井液(百分数均指质量分数，下同)（淡水+0.3%NaOH+0.3%PAC⁃LV+0.1%XC+2.5%封堵剂+2.5%降滤失剂1+2.0%降滤失剂2+3.0%K2SiO3+3.0%流变稳定剂+重晶石）进行研究后表明，在pH>11的条件下，该钻井液具有抗压强度高、内聚力高等特点。该硅酸盐钻井液可增强岩石内聚力（高达11.7 MPa）而使钻井液密度降低，从而缓解井壁失稳的问题。涂运中等[7]开发的配方为海水+Bentonite 2%+LV⁃PAC 1%+SMP⁃2 3%+Na2SiO33%+NaCl 10%~15%+PVP（K90）0.15%~1% 的PVP硅酸盐钻井液，在15℃下热滚16 h后，静切力(Gel)为 2.5 Pa，塑性黏度（PV）为 16 mPa·s，动切力(YP)为8.4 Pa，该钻井液在低温条件下流变性良好。F.Brady等[8]针对Fayetteville地区蒙脱石和伊利石的页岩分层和矿物学不稳定现象，开发了一种高度抑制性的硅处理水基钻井液，并将其与油基钻井液在相似的油井和钻井条件下进行了性能分析和对比。结果表明，在钻探同等井深的情况下，两种钻井液的钻探速率、钻探时间几乎相同。硅处理水基钻井液的开发，使该地区复杂地层的油气钻探作业顺利进行，且具有优良的环保性，在不影响当地生态环境的前提下，回收出来硅酸盐钻井液的费用更低。而聚合醇钻井液具有良好的抑制性和润滑性，在润滑防卡的同时可以减少钻井液对储层的伤害。D.P.Enright[9]用OECD306实验程序对聚乙二醇进行了生物降解性评价，发现5 d后聚合醇就可达到70%以上的降解率，30 d后接近完全降解，因此认为聚合醇钻井液毒性极低。H.Arthur等[10]制备的一种配方为海水+13.0%SWPECP+10.0%Bentonite+3.0%Chrome Lignosulfonate+0.1%CMC+0.2%Resinex的聚合醇钻井液，在95℃下热滚16 h后，塑性黏度为30 mPa·s，动切力为12 Pa。该聚合醇钻井液在95℃老化后具有良好的流变性。平善海[11]针对辽河油田锦607区块研发的KCL/聚合醇钻井液：3.5%Bentonite+0.3%NaOH+0.3%Na2CO3+2.5%SMP⁃2+1.5%PF ⁃VIS+2.5%JNJ⁃2+3.5%JLX+8%KC1+2.5%LQ⁃1+1.5%HKTP+4%RHJ⁃2+重晶石加重至1.35 g/cm3,在该区块应用良好，可有效抑制泥页岩的水化膨胀，且封堵承压效果较好，并且对储层危害小，岩心渗透率恢复值高达90%。相比传统钻井液，新型聚合醇钻井液在抑制泥页岩水化分散、水化膨胀和膨润土水化造浆上更有优势，具有较好的发展前景。

本文使用人造海水配浆以解决膨润土在海水中不易配浆问题，并将硅酸盐钻井液和聚合醇钻井液复配成硅酸钠聚合醇钻井液，可提高深水钻井井壁稳定性、钻井液的润滑性等性能。通过实验对膨润土、增黏度剂、降滤失剂进行优选。确定钻井液配方，并通过实验确定钻井液中各添加剂的最佳浓度。最终制备了能够应用于海洋钻井的强抑制性钻井液体系。

1 实验部分

1.1 试剂与仪器

试剂：API膨润土由潍坊昌达膨润土有限公司提供；3种高分子增黏剂PAC（纯度90%）、黄原胶（Xanthan,纯度99%）和聚丙烯酰胺（PAM,纯度99%）由山东阳谷江北化工有限公司提供；3种降滤失剂HA树脂（HA resin,纯度85%）、褐煤树脂（SPNH,纯度70%）和羧甲基纤维素钠（CMC⁃Na,纯度97%）由山东阳谷江北化工有限公司生产提供；硅酸钠（纯度98%）由辽河油田提供；聚合醇（纯度99%）由东营市同宇石油化工有限公司提供。

仪器：ZNN⁃D6型六速旋转黏度仪，青岛森欣机电设备有限公司；ZNS⁃3型常温常压三联滤失仪、GRL⁃3BX型滚子加热炉、CPZ⁃II型常温常压智能双通道页岩膨胀仪、GJD⁃B12K型高速搅拌机，青岛宏祥石油机械制造有限公司；PHS⁃3C型pH计，上海佑科仪器仪表有限公司；ALC⁃210.4型电子分析天平，德国赛多利斯股份公司；GZX⁃9023型电热鼓风干燥箱，上海博迅实业有限公司医疗设备厂。

1.2 实验方法

1.2.1 海水基浆配制 取1 L去离子水并加入24.35 g NaCl，5.20 g MgCl2，4.09 g Na2SO4，1.16 g CaCl2，摇晃搅拌至全部溶解无残留，作为人造海水。取人造海水400 mL，加入质量分数5%的API膨润土，并加入膨润土质量5%的Na2CO3，使用高速搅拌器搅拌1 h，静置4 h，即得基浆。

1.2.2 组分优化 实验中，高分子增黏度剂PAC、黄原胶和聚丙烯酰胺在各组中的质量分数均为0.1%、0.2%、0.3%、0.4%、0.5%；降滤失剂在各组中的质量分数均为0.3%、0.5%、0.7%、0.9%；硅酸钠的质量分数分别为1%、2%、3%、4%、5%；聚合醇质量分数分别为2%、3%、4%、5%、6%。测量了以下性质：溶液老化前后的表观黏度（AV)、塑性黏度(PV)、动切力(YP)、滤失量(FL)、泥饼厚度及岩心滚动回收率，以获得钻井液的最佳配方。

1.2.3 流变性能评价 使用中国青岛森新机电设备有限公司的ZNN⁃D6旋转黏度计在室温下测试流变性质。通过读取从300~600 r/min转速下的黏度η，使用式（1）-（3）计算流变参数。

1.2.4 滤失性能评价 取配置好的钻井液，用ZNS⁃3常温常压三联滤失仪测量其滤失量和泥饼厚度以及在80℃滚动老化16 h后的滤失量和泥饼厚度。

1.2.5 页岩滚动回收率评价 使用GRL⁃3BX滚子加热炉，取配制好的钻井液，在常温下老化16 h后，测定其黏度；取50 g岩石样本加入到装有钻井液的老化罐中，在80℃下热滚16 h；老化16 h取出老化罐冷却到室温，将老化罐内的钻井液和岩石样本一起倒出，用40目的分样筛在水槽中进行湿筛；将筛过的样品以(105士3)℃恒温干燥烘干4 h，之后冷却到室温进行称重，质量记为m（g）。

运用式(4)计算出页岩滚动回收率R（%），上述实验同时用清水作对比实验。

1.2.6 线性膨胀率评价 将CPZ⁃2常温常压智能双通道页岩膨胀仪放在稳定的平台上，将压制好的10 g岩样挂在挂架上，调整好零点。取硅酸钠聚合醇钻井液倒入试样杯中，向上提起试样杯，将液面没过试样并固定，按开始记录实验数据。

1.2.7 抗污染性能评价 取配制好的钻井液，分别在钻井液中加入质量分数为2%、4%、6%、8%的CaCl2，使用六速旋转黏度仪测量黏度，ZNS⁃3常温常压三联滤失仪测量泥饼厚度和滤失量。

2 结果与讨论

2.1 高分子增黏剂的优选

加入高分子聚合物增黏剂，一方面可以增强膨润土的成胶率，另一方面可以保证钻井液具有较好的流变性。增黏剂对基浆表观黏度、塑性黏度、动切力的影响结果见图1。

从图1（a）可以看出，随着增黏剂质量分数的增加，3种基浆的AV都在逐渐增加，在质量分数为0.1%时黄原胶优于其他两种，但其黏度上升曲线较缓慢，从质量分数为0.3%开始，PAC明显优于其他两种，且黏度上升曲线较为明显。从图1（b）可以看出，黄原胶和聚丙烯酰胺的PV随增黏剂质量分数的增加都是先升高再降低，黄原胶的曲线变化较大，只有PAC的PV是稳步上升。从图1（c）可以看出，3种增黏剂都具有较好的动切力，PAC和聚丙烯酰胺的YP随增黏剂质量分数的增加一直呈上升趋势，黄原胶则为浮动的状态。

基浆流变性曲线变化是因为3种增黏剂的分子链长，并且结成网状结构，因此使基浆黏度显著提高。为了保证膨润土在海水中配浆成功，需要选择黏度变化相对稳定的增黏剂，在确保清洁能力的同时尽量减小黏度，以免黏度过高影响转速，通过与常规钻井液流变性对比，最终确定增黏剂为PAC，质量分数为0.4%较为合适。

图1 增黏剂对基浆表观黏度、塑性黏度、动切力的影响Fig.1 The effect of tackifier on the AV,PV and YP of the base pulp

2.2 降滤失剂的优选

降滤失剂对滤失量的影响结果见图2。由图2可以看出，16 h，80℃老化前后基浆的滤失量随着3种降滤失剂质量分数的增加均呈下降趋势，但HA树脂对基浆滤失量影响最显著，滤失量降低50%以上，相比之下，褐煤树脂和羧甲基纤维素钠在钻井液的滤失量方面影响较小。综上所述，3种降滤失剂随着质量分数的增加，褐煤树脂基浆的黏度变化不稳定，波动较大，且褐煤树脂高温降解后会对钻头有一定的腐蚀作用[12]。羧甲基纤维素钠的加入对基浆的黏度影响较大，可能是因为羧甲基纤维素钠中的某些分子团与水或者黏土颗粒通过氢键结合，形成网状的分子团，这些分子团溶于水后使基浆的黏度过高，不容易控制，羧甲基纤维素钠的降滤失性不如其他两种，还有可能是因为其抗盐性不如其他两种，并且与基浆中某些离子发生反应使滤失量增大[13]。最终确定降滤失剂为HA树脂，其质量分数对钻井液的滤失量影响不大，因此本实验选择HA树脂质量分数为0.7%较为合适。

将HA树脂加入已经确定的基浆，测得基浆性能数据见表1。

图2 降滤失剂对基浆滤失量的影响Fig.2 The effects of fluid loss additives on the FL of the base slurry

表1 降滤失剂质量分数对基浆性能的影响Table 1 Effect of mass fraction of fluid loss additive on the performance of the base slurry

2.3 硅酸钠质量分数的确定

表2为硅酸钠质量分数对基浆性能的影响。由表2可见，由于硅酸钠质量分数对AV、PV、YP和滤失量的变化不明显，在质量分数为3%~4%趋于稳定，但页岩滚动回收率呈上升趋势，质量分数3%的硅酸钠可使钻井液回收率提升7%左右。考虑经济因素，确定硅酸钠质量分数为3%。

表2 硅酸钠质量分数对基浆性能的影响Table 2 Effect of the mass fraction of sodium silicate on the performance of the base slurry

2.4 聚合醇质量分数的确定

表3为聚合醇质量分数对基浆性能的影响。由表3可以看出，加入聚合醇之后，回收率明显提升，在质量分数4%~6%时基浆的表观黏度、滤失量和回收率都相对稳定。综合考虑，确定聚合醇的质量分数为5%较为合适。

3 钻井液性能评价

3.1 流变性、滤失性能及页岩回收率评价

表4为80℃、老化16 h海水硅酸钠聚合醇钻井液的流变性及滤失性能结果。由表4可知，研制的钻井液流变性与滤失性较常规海洋钻井液相近，但具有较好的抑制性，滚动回收率高达87.5%。

表3 聚合醇质量分数对基浆性能的影响Table 3 Effect of the mass fraction of polymeric alcohol on the performance of the base pulp

表4 海水硅酸钠聚合醇钻井液的流变性及滤失性能Table 4 Rheological properties and fluid loss properties of seawater sodium silicate polymerized alcohol drilling fluid

3.2 抑制性能评价

图5为80℃、老化16 h海水硅酸钠聚合醇钻井液热滚前后膨胀高度。

图5 海水硅酸钠聚合醇钻井液热滚前后膨胀高度对比Fig.5 Comparison of the expansion height of seawater sodium silicate polyalcohol drilling fluid before and after hot rolling

由图5可知，经16 h，80℃老化后膨胀率虽有所增加，但在可接受范围，钻井液体现出的高抑制性可能是因为聚合醇和硅酸盐共同作用的，页岩膨胀高度仅为0.44 mm，热滚后页岩膨胀率为0.86 mm。

3.3 抗污染性能评价

表5为80℃、老化16 h无机盐对海水硅酸钠聚合醇钻井液流变性和滤失量的影响。由表5可见，在钻井液体系中加入CaCl2，该钻井液体系具有一定的抗盐效果，这可能是因为本实验采用海水配浆，人造海水中包含了相应的离子，使该离子对钻井液的影响可以忽略不计；并且在硅酸钠加量的确定过程中加入了一定量NaOH，NaOH的加入与某些离子发生反应生成沉淀，直接排除了该离子对钻井液的影响

4 结 论

(1)通过膨润土、增黏剂和降滤失剂的优选等实验确定海水硅酸钠聚合醇钻井液的配方为：400 mL海水+5.0%膨润土+5.0%Na2CO3+0.4%PAC+0.7%HA树脂+3.0%硅酸钠+5.0%聚乙二醇。

(2)通过对该配方进行流变性、滤失性能、抑制性、抗污染性能评价得出：该海水硅酸钠聚合醇钻井液表观黏度为30.4 mPa·s，塑性黏度为20.3mPa·s，动切力为13.1 Pa，滤失量为6.1 mL，泥饼厚度为0.5 mm。在温度为80℃老化16 h后，虽流变性有所降低，滤失量有所增加，但幅度不大。在页岩抑制性方面，回收率在87.5%以上；通过页岩膨胀实验可知，经过常温常压8 h浸泡后，膨胀高度为0.44 mm，老化后膨胀高度为0.86 mm。

(3)本文研制的海水硅酸钠聚合醇钻井液可采用海水直接配浆，大量节约钻井成本；钻井液体系的流变性良好，滤失量变化不大，可用于高造浆的海洋钻井；硅酸钠与聚合醇的协同作用使该钻井液体系具有良好的强抑制封堵性。

表5 无机盐对海水硅酸钠聚合醇钻井液流变性和滤失量的影响Table 5 The effect of inorganic salt on rheological properties and fluid loss properties of seawater sodium silicate polymerized alcohol drilling fluid