多元聚胺钻井液研究与应用

张坤 ，王磊磊，董殿彬，许绍营，马红，黄臣，张鹏，郭耀

（1.天津市复杂条件钻井液企业重点实验室，天津 300280；2.中国石油集团渤海钻探工程有限公司，天津 300451）

大港油田明化镇组地层以砂泥岩互层为主，钻屑易水化分散，造浆性极强，常规抑制性钻井液现场性能维护困难，而且容易造成缩径，给后续施工造成困难。目前大港油田使用较为广泛的钻井液体系以分散型钻井液为主，包括聚合物钻井液、硅基钻井液，常规体系现场施工过程中膨润土含量高，往往在120 g/L 以上，造成施工过程中机械钻速下降，而且体系长时间静置后，钻井液切力高，造成开泵困难[1-3]。聚胺具有强抑制、环境友好等特点，以聚胺为核心主剂的高性能钻井液在全球范围内得到了广泛应用，但常规聚胺存在淡水钻井液起泡、高膨润土含量钻井液絮凝等缺点，在大港油田应用受限。通过开发小分子多元聚胺抑制剂，有效抑制明化镇等地层泥页岩的高速水化分散，避免传统聚胺抑制剂的副作用，实现抑制兼具降黏的功效，从源头减少钻井液排放，有利于实现快速钻井[4-8]。

1 多元聚胺钻井液核心处理剂

1.1 多元聚胺抑制剂的研制

以小分子多元聚胺、哌嗪乙酸作为主要原料合成了多元聚胺抑制剂BZ-YZJ。在8%的膨润土基浆中对BZ-YZJ 与常规聚胺抑制剂进行了对比评价，结果见表1。

表1 在基浆中加入1%不同聚胺抑制剂的性能对比

从表1 可知，在养护前基浆中加入几种聚胺类处理剂后，均可抑制黏土水化分散；在养护后基浆中加入不同聚胺，常规聚胺加入后基浆无流变性，分析原因是该类聚胺为端胺基，可迅速吸附黏土表面，压缩双电层，破坏胶体结构，造成体系破胶；多元聚胺加入后体系表观黏度降低，这是因为多元聚胺抑制剂含有2 种有机胺成分，其中哌嗪结构有机胺可实现对膨润土的快速吸附，抑制黏土矿物水化分散，而且由于哌嗪其中一个胺基被羧基取代，可以形成水化膜，减少黏土矿物之间结构力，降低钻井液黏度，另外一种小分子多元聚胺通过端胺基中和处理，不含端胺基，实现延迟作用目的，避免快速吸附，对钻井过程中进入的膨润土造浆进行有效抑制。

为进一步评价抑制剂对黏土水化的抑制效果，采用法国Forlmulaction 公司的Turbiscan 近红外稳定性分析仪对加有抑制剂的膨润土浆进行沉降稳定性测试。稳定性参数（TSI值）越大，显示膨润土浆的沉降稳定性越差，水化程度越低，抑制剂的抑制能力越强。从图1 可以看出，BZ-YZJ 对膨润土造浆具有良好的抑制效果，TSI值达到了5.8，而不加抑制剂的膨润土则可迅速水化成稳定的胶体，其TSI值仅有0.42。从图2 透射光和背散射光谱图也可以看出，不加抑制剂的膨润土光谱图呈稳定直线，含有BZ-YZJ 的膨润土浆迅速发生了分层和沉降，显示了BZ-YZJ 具有良好的抑制造浆效果。

图1 多元聚胺抑制性动态稳定曲线图

图2 加入多元聚胺前后基浆的透射光和背散射光谱图

1.2 包被剂的研选

采用丙烯基有机铵盐为基础原材料合成了包被剂BZ-BYJ-Ⅱ，BZ-BYJ-Ⅱ含有丰富的阳离子吸附基团，吸附速度更快，参照SY/T 5233—2014《钻井液用絮凝剂评价程序》，采用页岩膨胀仪对包被剂的包被抑制效果进行评价，结果如图3 所示。结合图3 数据，从絮凝速度和絮凝效果上排序，BZBYJ-Ⅱ＞KPAM，BZ-BYJ-Ⅱ作为包被剂可达到快速包被絮凝钻屑、抑制黏土水化的效果，从而及时清除有害固相，减少有害固相累积。

图3 包被剂抑制性评价结果

1.3 降黏剂的研制

大港油田明化镇组地层造浆极为严重，钻完明化镇后钻井液膨润土含量往往会上升至120 g/L 以上，因此需要研选合适的降黏剂与BZ-YZJ 配合，共同调节体系流型，保障钻井施工。通过采用两性离子聚合物与硅基聚合物复配，形成了有机硅降黏剂BZ-GWJ，室内采用现场井浆对BZ-GWJ 降黏效果进行了评价，实验结果如表2 所示。从表2 可以看出，与常规硅基降黏剂相比，BZ-GWJ 不仅仅能降低钻井液表观黏度，而且可有效降低钻井液的初切和终切，老化前后降黏效果更稳定，解决了钻井液长时间静置后终切高，开泵困难的难题。

表2 在现场井浆中加入降黏剂的降黏效果评价

2 多元聚胺钻井液性能评价

通过室内研究，结合地层结构特殊性，确定多元聚胺钻井液的典型配方如下。

400 mL 水+（3%～5%）膨润土粉+（1%～1.5%）抑制剂聚胺BZ-YZJ+（0.2%～0.5%）包被剂丙烯酸盐共聚物BZ-BYJ-Ⅱ+（1%～2%）降滤失剂聚烯烃磺酸盐BZ-KLS-I+（1%～2%）液体降黏剂硅基聚合物BZ-GWJ+（2%～3%）防塌封堵剂聚醇硬脂酸共聚物BZ-YFT+（1%～3%）液体润滑剂改性植物油BZ-RH-I+片碱+重晶石

2.1 不同密度钻井掖的性能

大港油田常规淡水钻井液体系设计密度在1.30～1.50 g/cm3，室内对不同密度下钻井液性能进行了评价，流变性能均在50 ℃下测量，实验结果如表3 所示。从表3 可以看出，多元聚胺钻井液在密度为1.50 g/cm3情况下仍具有良好的流变性，尤其终切在老化后仅为2.5 Pa，有利于钻井液长时间静置后开泵，滤失量在12 mL 以下，满足大港油田区块钻井施工。

表3 多元聚胺钻井液不同密度性能评价

2.2 抗温性能

如表4 所示，随着老化温度升高，钻井液黏度略有下降，但未出现分层现象，钻井液滤失量也呈上升趋势，但150 ℃老化后，高温高压滤失量仍保持在15.0 mL 以下，满足现场钻井施工要求。

表4 多元聚胺钻井液抗温能力评价（ρ=1.40 g/cm3）

2.3 膨润土容纳极限

如表5 所示，随着膨润土含量增加，体系黏度呈上升趋势，但在10%膨润土加量时，多元聚胺钻井液体系依然可以保持一定的流变性，体现了高的膨润土容纳度，可避免因膨润土含量过高造成钻井液流变性能恶化，减少钻井液的排放。

表5 1.30 g/cm3 密度下钻井液对膨润土的容纳度

2.4 封堵性能

将配好的钻井液在120 ℃老化16 h 后，分别用400 mD 和10 D 的人造砂盘进行渗透性封堵实验，测试温度为120 ℃，压差为1000 psi（47.88 kPa），测得实验结果如图4 所示。

图4 多元聚胺钻井液封堵性实验结果

图4 结果显示，多元聚胺钻井液具有良好的封堵性能，对低渗（400 mD）和高渗（10 D）砂盘均能形成有效而快速地封堵，瞬时滤失量为0 mL，且具有较小的滤失量和恒定滤失速率，有利于井壁稳定和保护储层。

2.5 钻井液环保性能

如表6 所示，多元聚胺钻井液体系重金属含量均达标且接近检测下限；生物毒性均大于20 000 mg/L，为无毒且易降解。

表6 SY/T 6787—2010 多元聚胺钻井液检测结果

3 现场应用

港3-52-1 井是位于港东油田二区五断块一口生产井，井型为定向井，完钻井深为1997 m。该井施工难点主要是钻遇明化镇泥岩，地层造浆严重，目的层在明四油组，邻井注水井多，压力不稳，施工中需注意防油气侵、喷漏。该井设计最高密度为1.18 g/cm3，实际完井密度为1.20 g/cm3。

如表7 所示，在整个钻进过程中，钻井液均体现了良好的流变性和滤失量，保证了快速钻进和施工安全，体现了钻井液流变性良好、易维护、性能稳定的特点，切力一直维持在较低水平，也保障了现场开泵顺利。与邻井钻井液相比，密度相当情况下，多元聚胺钻井液的黏度更低，终切、膨润土含量也明显低于邻井，具有良好的综合性能。

该井为整拖钻井的第4 口井，与前面3 口井相比，如表8 所示，其在井深更深、井斜更大和井底位移更长的情况下，依然保持了最快的机械钻速，保障了施工安全。该井二开井段最大井径为418.88 mm/（1937.4 m）；最小井径为215.9 mm/（1854 m）；平均井径为234.5 mm，平均井径扩大率为8.62%，钻井液具有良好的抑制性。

表7 现场钻井液性能

表8 应用井港3-52-1 井与邻井概况对比

4 结论

1.根据大港特殊地层研制了新型抑制剂、降黏剂，形成了多元聚胺钻井液体系，该体系具有强抑制、自清洁、高膨润土含量容纳度、自降黏、流变性优等诸多优良性能。该体系适应大港易造浆、易垮塌地层，重复利用率高，排放量少，可降低不落地处理费用，实现钻井掖全井一体化，减少转型排放。

3.多元聚胺钻井液在大港油田进行了现场应用，应用井机械钻速较邻井提高7%以上，提速效果好。