高性能合成基钻井液体系的构建及功能的提升

2020-10-03聂攀攀青海油田井下作业公司井下作业二大队涩北配液站青海格尔木816099

化工管理 2020年16期

聂攀攀(青海油田井下作业公司井下作业二大队涩北配液站，青海格尔木 816099)

0 引言

本文研究高性能合成基钻井液体系的构建过程以及整个合成钻井液体系的重要性能。多年来，我国在生产开发资源时，使用的设备十分简陋，采用的钻井液性能不好，导致在钻井的工作效率不高。据相关研究可知，目前我国采用的合成基钻井液体系中乳化剂的耐热性能不好，在高温的情况下极易降解，进而导致整个合成基钻井液体系不稳定。所以通过提高合成基钻井液体系的性能，让高性能的合成基钻井液体系在工作时更加稳定，进而提高整个钻井过程的工作效率。

1 高性能合成基钻井液体系的研制必要性

与其他油类产品不同，气制油不仅不含有芳香烃，并且运动黏度更低，因此传统的油基钻井液处理剂应用于气质油合成系统当中，很难起到理想的应用效果。

例如，原本柴油当中有机土的应用能够在很大程度上提高柴油的黏度、胶体率，但由于气制油中芳香烃的存在，有机土的作用大大降低，使得气制油的黏度、胶体率无法达到正常柴油的标准；再例如，沥青类产品的应用，原本是油基钻井液当中重要的降滤失剂，但由于会对生态环境造成一定污染，因此无法应用于以环保为原则的气制油合成基钻井液当中。

由此可见，气制油实际生产过程中，如果应用传统的油基钻井液处理剂进行气制油合成基钻井液体系的配置，不仅很可能会导致钻井液体系黏度低、切力差的情况，并且还存在重晶石沉降、高温高压滤失量大的问题。因此，若想得到高性能、环保型气制油合成基钻井液体系，便需要依托于更为先进的处理剂来实现。

对于以上气制油合成基钻井液体系的特殊要求，需要从有机土、降滤失剂两方面着手，对气制油合成基钻井液处理剂进行研究。同时，还需要结合之前研制的气制油合成基钻井液用乳化剂构成完整的配套气制油合成基钻井液体系，并将其应用于实际当中，对其应用效果进行深入分析与研究，最后根据反馈情况给予针对性调整。

2 高性能合成基钻井液体系的研制

“高性能合成基钻井液”主要是指温度大于200℃、密度2.0g/cm³时，钻井液具备滤失量小、低黏度和低切力的优点。并且，重晶石的沉降稳定性比较好。当钻井液在65℃下100r/min读数不能过高，滤失量不超过5mL，重晶石沉降因子小于0.52，可以满足地层钻井技术需求。建立体系的关键性因素为开发抗温超过200℃的乳化剂、降滤失剂、有机土。其中，乳化剂是保证钻井液处在高温下乳化稳定的主要材料，对钻井液的滤失性、流变性和固相颗粒油润湿性可以发挥协同增效的作用。现阶段，国内和国外传统合成机钻井液应用的软化剂所具备的抗温性能较差，当处在高温环境下，便会出现降解。在这一情况下，导致体系稳定性降低，例如，滤失量增加、高温增稠，不能满足高压井、高温的要求。除此之外，有机土、降滤失剂等核心材料的配伍性、热稳定性较为重要。

“气制油合成基钻井液体系”是具备环境保护的钻井液体系，不仅具备抗盐钙侵和抗高温、润滑性能好等优点，还具备机械钻速快和运动黏度低等优点。“气制油合成基钻井液体系”具备润滑性能好等优点的原因是气制油是借助天然气利用催化加氢进行合成，不含有胺和硫等有害物质，对环境比较友好、易降解。并且，在40℃下，运动黏度较低，0#柴油与5#白油运动黏度分别是3.40mm2/s、3.86mm2/s，利于提升固相含量、降低钻井液循环密度。

3 高性能合成基钻井液体系的性能研究

3.1 凝胶性能

根据对气制油性凝胶性能的实验结果分析，DR-GEL 在气制油中有着较高的黏度、切力，通过高温分散后，其胶体率能够达到98%左右。其外显黏度为14mPa·s，塑性黏度为11mPa·s，在220℃的温度范围内有着十分稳定的性能。而DR-GEL 在对比国外有机土性能的实验结果中，常温状态下在气制油中黏度切力和胶体率相对较低，凝胶性能相对较差。在经过150℃的高温老化后，有机土样品的黏度、胶体率、切力等都相应有所增加，通过分析出现这种情况可能是由于有机土样品中添加了促凝胶激活剂，因高温环境的影响，导致激发所致。在对其它几种有机土样品进行实验数据分析后发现，其样品老化后凝胶性能变化不大，其凝胶性能相对较差。DR-GEL 在经过高温老化前，其本身在结构上的层片间特点为大且疏松，证实有机插层剂能够进入润土层片间，其层片状态分布对有机土在气制油中的分散较为有利。同时DR-GEL 的凝胶性能较为出众，其胶体率和黏度切力相对较大。

3.2 热稳定性

图1 为基于DR-FLCA 的TGA 热分析曲线，分析图1 可知，当DR-FLCA 在室温环境-230℃时，具备良好稳定性能，此时，热重损失低于2%，而当室温环境处于230～300℃间时，热重曲线呈现出急剧下降趋势，促使质量分数降低至70%；当室温处于300～650℃间时，热重曲线降低趋势逐渐缓和，此时质量分数降低至50%。由此可见，气制油合成基降滤失剂DR-FLCA 处于室温为230℃时，此时热稳定性能处于最佳状态。

图1 DR-FLCA的TGA热分析曲线

据DR-FLCA 与国内外降滤失剂性能的相关调查可知，由自制降滤失剂产品、哈里伯顿、麦克巴所共同配制组成的气制油合成基钻井液体系，均具备良好的高温高压滤失性能、电稳定性、流变性。而国外2 家公司配比形成的气制油合成基钻井液体系具备黏度较高的特点，其表观黏度至少为50mPa·s，同时，在老化后，钻井液黏度切力稍有下降，破乳电压老化后，均会呈现不同程度降低现象。而处于600V 以上时，高压、高温滤失量较高。气制油合成基体系经一段时间老化后，破乳电压将会由962V 逐渐升高至1175V，此时，具备较强的电稳定性，同时高压、高温滤失量降低为2.8mL，而在表观黏度方面，同国外所配置的降滤失剂气制油合成基体系相比，至少相差25%。且国外所研制的降滤失剂气制油合成基体系，在老化前后，流变性能具备较高一致性，且稳定性更强，针对降低钻井液体系ECD 而言，具备一定积极意义，可实现机械钻速的大幅度提升。而DR-FLCA 于气制油合成基钻井液体系中所生成的高温高压滤失泥饼坚韧性、薄度均占据一定优势，泥饼厚度仅达到2.0mm。