抗高温高密度钻井液配方的研制与性能评价

( 中国石油集团西部钻探工程有限公司工程技术研究院，新疆 克拉玛依 834000 )

深井钻进过程中，井底温度高、压力高，地层结构复杂，钻井过程经常会遇到高压油气层、膏泥岩和高压盐水层等复杂地层[1～4]。在钻井作业过程中会发生软泥岩和盐膏层蠕变、高压盐水侵入、井壁失稳等问题，从而引起卡钻、钻井液污染、井壁坍塌、溢流等井下复杂事故，给钻井作业带来极大困难和风险[5～7]。为防止软泥岩蠕变、平衡地层压力、保持高压盐水层、维持井壁稳定，需要研制出一种具有良好性能的抗高温高密度钻井液配方[8,9]。

1 高密度钻井液技术难点

1.1 悬浮性和流变性之间的矛盾

提高钻井液悬浮性通常的做法是在钻井液中加入结构稳定剂，加强钻井液空间网状结构作用，这种做法提高了钻井液悬浮性，但是会对钻井液流变性造成影响，在高密度钻井液中这种矛盾尤其突出，经常会陷入提高悬浮性——流变性变差——改善流变性——悬浮性变差的恶性循环[10～12]。因此需要平衡悬浮性和流变性之间的矛盾。

1.2 污染物对高密度钻井液性能影响

在钻进过程中，地层岩屑等有害固相混入、盐膏层污染、地层盐水侵入等都会对钻井液造成极大污染。对于常规低密度钻井液，少量污染物侵入不会对钻井液性能造成太大影响，但对于高密度钻井液，少量污染物侵入就会造成流变性变差、滤失量增大、悬浮性变差等，造成钻井液流动困难、井壁虚泥饼厚、加重材料下沉等现象[13～15]，从而引起起钻挂卡、下钻下不到底、中途遇阻，甚至卡钻等井下复杂事故，因此高密度钻井液对抗污染性能要求更高。

1.3 高温对钻井液性能影响

钻井液在高温作用下，能够使钻井液中处理剂发生高温降解，从而造成处理剂失效，使得钻井液性能变差，引起胶凝、固化、减稠以及滤失量上升、泥饼增厚等问题[1]。

2 抗高温降滤失剂的合成

2.1 合成原料

丙烯酸，阳离子单体，丙烯酰胺，引发剂，磺酸基聚合物。

2.2 磺酸盐共聚物的合成

图1 SSDP的IR谱图

在蒸馏水中溶解磺酸基聚合物、丙烯酸，调节溶液pH值，不断搅拌并加入丙烯酰胺，待其充分溶解后，加入阳离子单体，升温，调节溶液pH值，然后向溶液中加入引发剂，在一定温度下，可得胶凝状产物。胶凝状产物自然冷却后，将产物剪切成颗粒状态，在105℃下烘干、粉碎，即可得到磺酸盐共聚物降滤失剂(SSDP)。

2.3 SSDP的表征

3 处理剂的评价与优选

3.1 降滤失剂SSDP

在质量分数4%淡水膨润土基浆(以下简称基浆)中加入降滤失剂SSDP，不同温度下钻井液性能如表1所示。加入降滤失剂SSDP后，滤失量降低，动切力提高。

表1 膨润土浆中加入SSDP后的性能

注：配方中的百分数均为质量分数；热滚条件为180℃×16h。下同。

3.2 防塌封堵剂FF

在质量分数4%淡水膨润土基浆中加入防塌封堵剂FF后性能如表2所示。表观黏度、塑性黏度和动切力都略有降低，滤失量降低显著，说明防塌封堵剂FF在膨润土浆中有很好的封堵性能。

在质量分数4%盐水膨润土浆中加入防塌封堵剂FF后性能如表3所示。防塌封堵剂FF在盐水膨润土浆中仍然具有较好性能，随着防塌封堵剂FF加量增加，钻井液表观黏度、塑性黏度和动切力变化不大，滤失量显著降低。

表2 淡水膨润土浆中加入FF后性能

表3 盐水膨润土浆中加入FF后的性能

4 钻井液配方性能评价

通过室内试验优选出抗温抗盐性能良好的磺化酚醛树脂SMP-3、磺化褐煤树脂SPNH、抑制剂胺基聚醇AP-1和降黏剂XY-27，最终形成钻井液配方为：水+0.2%NaOH+0.3%Na2CO3+2%钠膨润土+0.2%降滤失剂SSDP+3%磺化酚醛树脂SMP-3+4%磺化褐煤树脂SPNH +0.2%天然高分子包被剂IND30+4%防塌封堵剂FF +1%抑制剂胺基聚醇AP-1+0.2%降黏剂XY-27+高密度重晶石粉(密度为4.3g/cm3)。

4.1 防塌性能

表4 钻井液配方抑制性能评价

采用回收率试验，对优选配方抑制性能进行评价，试验结果见表4，可以看出，岩屑在优选钻井液中页岩回收率远远大于水中页岩回收率，说明优选钻井液具有良好抑制性能，能够有效抑制泥页岩分散膨胀，防止井眼缩颈和井壁坍塌。

4.2 抗污染性能

4.2.1 抗NaCl污染

分别用质量分数为4%、15%及饱和NaCl溶液配制钻井液，在室温和180℃下钻井液性能结果见表5。可以看出，高密度钻井液有较好抗NaCl污染能力。当钻井液中NaCl质量分数达到15%时，180℃老化后塑性黏度不超过60mPa·s，动切力为5Pa，高温高压滤失量仅为16mL，钻井液流变性能较好，高温高压滤失量较小。因此，配方至少能抗15%NaCl污染。

表5 盐水对钻井液性能的影响

4.2.2 抗钙污染

将外耳道清洗干净后，用医用无菌棉签拭干，再用氧氟沙星滴耳液（规格为5 mL：15 mg/瓶）治疗，6～10滴/次，患者的患侧耳道朝上，外用滴入，2次/d。治疗7 d为1个疗程，共1个疗程。

钻井液中分别加入质量分数0.2%、0.5%、0.8%CaCl2，钻井液性能变化见表6。可以看出，当钻井液中CaCl2质量分数为0.5%时，老化后钻井液塑性黏度为60mPa·s，动切力为8Pa，高温高压滤失量为15mL，钻井液性能良好；但当钻井液中CaCl2质量分数为0.8%时，高温高压滤失量上升至32.2mL，钙盐对钻井液性能有影响。

表6 钙质量分数对钻井液性能的影响

4.2.3 抗劣土污染

在钻井液中加入质量分数2%、4%、6%劣土，钻井液性能见表7。可以看出，当钻井液中劣土质量分数达到4%时，钻井液仍有较好流变性，较低滤失量；当劣土质量分数达到6%时钻井液流变性略微变差。

表7 劣土污染对钻井液性能的影响

图2 钻井液性能随温度变化

4.3 抗温性能

钻井液在90、120、150、180、210℃温度下老化前后性能变化如图2所示。在不同温度下老化16h后，钻井液塑性黏度为57～82mPa·s，动切力为10～18Pa，钻井液性能稳定，具有很好的抗温性能。

4.4 沉降稳定性能

将配制好的优选配方装入高温老化罐中，在180℃恒温静置48h，分别测量高温老化罐中上下两部分钻井液密度。钻井液上部密度为2.41g/cm3，下部密度为2.39g/cm3，上下密度差仅为0.02g/cm3，说明其具有很好的沉降稳定性能。

4.5 保护油气层性能

表8 渗透率恢复试验

为了评价钻井液保护油气层的能力，进行油气层损害程度评价试验。试验压差为3.5MPa、温度为150℃、污染时间为1h，试验结果见表8。可以看出，岩心有较高渗透率恢复率，说明优选钻井液保护油气层效果较好。

4.6 井筒水力学计算

1)钻井液条件 钻井液密度2.40g/cm3，塑性黏度75mPa·s，动切力15Pa，宾汉塑性流型，排量为20L/s(5个∅14mm的喷嘴)。

2)井深结构 表层：∅444.5mm井眼+∅339.7mm表层套管，井深500m；二开：∅311.2mm井眼+∅244.5mm技术套管，井深3000m；三开：∅215.9mm井眼+∅177.8mm油层套管，井深4500m。

3)三开钻具组合 ∅215.9mm钻头+∅158.8mm钻铤×18根+∅158.8mm随钻震击器+∅158.8mm钻铤×2根+∅127mm钻杆。

4)分析结果 使用流体模拟分析软件对钻井液的流变性进行分析，结果见表9。该钻井液在井筒循环过程中各性能参数合理，能够满足现场施工要求。

表9 水力学分析结果

5 结论与建议

1)通过室内试验合成出一种性能优良的抗高温降滤失剂SSDP，优选出性能良好的防塌封堵剂FF。

2)研制出一套性能良好的抗高温高密度钻井液配方。该配方使用重晶石加重，密度可达2.4g/cm3，抗温达180℃，具有良好的流变性、滤失性和沉降稳定性，抗污染能力强，岩心渗透率恢复率较高，保护油气层效果好。

3)该钻井液配制工艺简单，易于操作，用重晶石加重，大大地减少了钻井液配制和维护成本，该配方的研制可为现场应用提供一定的理论基础和数据支撑。

4)为了进一步提高钻井液密度，同时改善钻井液流变性、减少钻井液中固相含量，建议可以采用有机盐类可溶性加重剂加重。