一种耐高温交联淀粉钻井液降滤失剂的制备与评价

2022-10-05李佳琦杨海彤姜汉桥孙明波

特种油气藏 2022年4期

李佳琦，杨海彤，葛兵，杨笑，姜汉桥，孙明波

(1.中国石油大学(北京)，北京 102249；2.中国石油西部钻探工程有限公司，新疆克拉玛依 834000；3.中国石油大学(华东)，山东青岛 266580)

0 引言

钻井过程中，钻井液失水是必然存在的，当滤失量过大时，可能会导致地层浸泡严重，造成井壁缩径或坍塌，同时滤饼厚度变大，井眼环空变小，导致钻井液循环困难，泵压升高。加入降滤失剂可以在井壁表面形成一层薄且致密的滤饼，一方面可以降低钻井液内自由水向井壁的渗透损失，另一方面，起到保护井壁的作用[1-4]。目前常用的钻井液降滤失剂包括天然产物及其改性产品、聚合物类降滤失剂及树脂类降滤失剂等。天然产物类降滤失剂具有环保及成本优势，但其耐温耐盐性能较差；聚合物类降滤失剂虽然耐温性强，但成本较高，不适合大规模使用[5]；树脂类降滤失剂制备简单，热稳定性较高，但生成的反应物大多为有毒物质，同时在使用过程中存在高温增黏和金属离子污染增黏等问题。淀粉用做钻井液降滤失剂具有绿色环保、价格低廉、降滤失效果明显的特性，特别适用于做为饱和盐水钻井液的降滤失剂。但常规淀粉钻井液降滤失剂也存在明显的缺点，其热稳定性差，工作温度一般在100 ℃以下。随着钻井深度的不断增加，对钻井液降滤失剂的耐温性能的要求越来越高[6-9]。为此，以玉米淀粉、三偏磷酸钠为原料，采用交联反应法合成了交联淀粉钻井液降滤失剂(简称交联淀粉降滤失剂，下同)，并评价了其降滤失及耐温耐盐性能。

1 交联淀粉降滤失剂耐温原理

针对常规玉米淀粉耐温性不足的问题，采用交联反应的方式对玉米淀粉进行交联，提高其耐温性能，其原理为：常规的玉米淀粉加入到钻井液中会迅速溶解，当温度升高时，以溶解状态存在的玉米淀粉分子化学键的破坏速度非常快，不耐温；当加入交联剂后，通过交联反应可以将2个或多个淀粉分子交叉连接起来，形成复杂的空间网状结构，得到的交联淀粉具有很高的抗剪切性能。将交联淀粉加入到钻井液中，高交联度的淀粉分子遇水会形成球形颗粒，球形颗粒溶胀但不溶解，具有变形封堵能力，可起到降滤失的作用；当高温破坏颗粒表面的化学键时，球形颗粒的交联体结构并不会被破坏，因此，具有耐温性能[10-11]。

2 实验材料与仪器

实验材料：玉米淀粉，山东玉皇粮油食品有限公司；羧甲基淀粉(CMS)，肥城鸿瑞公司；钻井液基浆，自行配制；无水亚硫酸钠，阿拉丁试剂，分析纯。实验仪器：NGJ-3S型数显高速搅拌机，青岛善德石油仪器有限公司；ZNN-D6型六速旋转黏度计，青岛胶南分析仪器厂；ZNS-6A型泥浆失水量测定仪，青岛胶南分析仪器厂；XTD-7000型滚子加热炉，余姚依泰温度仪表厂。

3 降滤失剂的制备

3.1 交联剂优选

通过耐温机理分析可知，交联淀粉的耐温性能与交联度有关，当交联度越高时，交联淀粉在钻井液体系中形成的球形颗粒就越大，越稳定，其耐温和封堵的能力就越强。目前市售的交联剂主要有甲醛、环氧氯丙烷、三偏磷酸钠等，为了选出交联性能最好的交联剂，分别将3种交联剂与玉米淀粉进行交联反应，将得到的交联淀粉样品分别加入到钻井液中，钻井液体系中交联淀粉的质量分数为3.0%，在120 ℃下老化16 h后，测量不同钻井液体系的API滤失量(表1)。

表1 不同交联淀粉配置的钻井液的API滤失量

由表1可知：在120 ℃下老化16 h后，对比钻井液基浆，3种交联淀粉钻井液均起到了降滤失的效果，其中，三偏磷酸钠交联淀粉钻井液的API滤失量最低，仅为8.4 mL，说明3种交联剂中，三偏磷酸钠的交联效果最好，交联程度最高，形成的球形颗粒在钻井液体系中更稳定，耐温性更强。因此，确定三偏磷酸钠为交联剂。

3.2 交联参数的优化

3.2.1 交联时间

将1 mol玉米淀粉(质量为180 g，水的质量分数为10.0%)，加入到325 mL三偏磷酸钠水溶液中(含三偏磷酸钠3.3 g)，利用碳酸钠调节溶液pH值至10.2，将充分溶解的样品放置于50 ℃的水浴锅内加热，进行交联反应。在反应时间为3、5、10、18、24、36 h时分别取样，样品经中和、过滤、水洗、干燥后加入到钻井液基浆中，钻井液体系中交联淀粉的质量分数为3.0%，在常温下进行黏度及API滤失量测试(图1)。

图1 交联时间优化实验结果

由图1可知：随着交联时间的延长，钻井液体系的API滤失量和黏度总体呈逐渐降低的趋势，这是因为随着交联时间的延长，玉米淀粉的交联程度不断增大，形成的空间网状结构也更加稳定，同时钻井液中的球形颗粒聚集到一起会使钻井液中的小颗粒减少，黏度下降。当交联时间超过24 h后，交联反应已经进行得十分充分，样品性能的提升幅度逐步变缓。综合考虑交联时间和样品性能的影响，在50 ℃的水浴锅中交联反应24 h后得到的交联淀粉样品足以满足现场应用要求，此时钻井液体系滤失量为7.8 mL，黏度为25.0 mPa·s，既能降低滤失，又不会有增黏的副作用。

3.2.2 交联剂用量

将1 mol玉米淀粉(质量为180g，水的质量分数为10%)，分别加入到103、214、325、425、570 mL三偏磷酸钠水溶液中(三偏磷酸钠质量对应为0.8、2.4、3.3、4.5、5.1 g)，利用碳酸钠调节溶液pH值至10.2，将充分溶解的样品放置于50 ℃的水浴锅内加热24 h，进行交联反应。分别将不同交联剂用量的交联淀粉样品经中和、过滤、水洗、干燥后加入到钻井液基浆中，钻井液体系中交联淀粉的质量分数为3.0%，在常温下进行黏度及API滤失量测试(图2)。

图2 交联剂用量优化实验结果

由图2可知：随着交联剂用量的增加，交联淀粉在钻井液基浆中的降滤失能力也不断增大，表现为钻井液的滤失量和黏度不断减小，这是因为在相同的交联时间内(24 h)，交联剂用量越多，交联反应进行得越充分，形成的空间网状结构越稳定，钻井液体系中的球形颗粒也越大。但当交联剂用量超过3.3 g后，滤失量降低的幅度变小，这是因为当玉米淀粉的量一定时，3.3 g的交联剂已经足够玉米淀粉进行充分的交联反应，过多的交联剂不会再增大交联程度。

3.2.3 交联淀粉降滤失剂用量

将不同质量的交联淀粉降滤失剂分别加入钻井液基浆中，钻井液体系中交联淀粉降滤失剂质量分数分别为0.5%、1.5%、3.0%、4.0%，分别测试钻井液体系的API滤失量和黏度(图3)。

图3 交联淀粉降滤失剂用量优化结果

由图3可知：随着交联淀粉降滤失剂用量增加，API滤失量不断降低，当交联淀粉降滤失剂质量分数增至1.5%时，钻井液的滤失量降至8.6mL，随着用量继续增加，滤失量几乎不变；随交联淀粉降滤失剂增加，交联淀粉钻井液的黏度仅小幅增加，没有明显增黏效果。因此，确定交联淀粉降滤失剂质量分数为1.5%为最佳用量。

4 降滤失剂性能评价

选择钻井液基浆、钻井液基浆+1.5%交联淀粉降滤失剂(简称交联淀粉钻井液)、钻井液基浆+1.5%CMS(简称CMS钻井液) 3种钻井液体系，通过对比法评价降滤失剂性能。

4.1 降滤失效果

在常温下，分别测试3种钻井液体系的黏度和滤失量(表2)。由表2可知：交联淀粉钻井液体系和CMS钻井液体系均有较好的降滤失效果，但CMS具有使钻井液体系增黏效果。因此，交联淀粉降滤失剂能够更好满足钻井要求。

表2 降滤失效果评价实验数据

4.2 耐温性

分别将3种钻井液体系在120、150、160 ℃条件下老化16 h，测定钻井液体系的黏度及滤失量(表3)。由表3可知：交联淀粉钻井液体系的耐温性较强，在160 ℃老化16 h的情况下，黏度为33.5 mPa·s，滤失量为11.0 mL；CMS钻井液体系虽然在低温条件下降滤失效果较好，但在高温下结构被破坏，失去降滤失作用，而且增黏严重。

表3 耐温性评价实验数据

4.3 耐盐性

在3种钻井液体系加入氯化钠，形成质量分数为4.0%的盐水体系，测试钻井液体系在常温和150 ℃时的黏度和滤失量(表4)。由表4可知：在盐水体系中，交联淀粉降滤失剂的降滤失性能有所下降，但依然满足现场钻井需要，而CMS的降滤失效果依旧很好。其原因为：当钻井液处于盐水体系中时，钻井液中黏土颗粒的双电层会被压缩，导致黏土小颗粒聚集发生絮凝作用，形成泥饼，泥饼越厚，渗透率越高，滤失量越大。CMS等水溶性淀粉会保护钻井液体系中的黏土颗粒，防止其发生絮凝，因此，滤失量降低；交联淀粉钻井液由于其交联作用，在钻井液体系中不发生水溶，因此，在盐水钻井液体系中，交联淀粉降滤失剂无法对黏土颗粒进行保护，导致滤失量大于普通淀粉降滤失剂。但综合考虑耐温性和不增黏的特性，交联淀粉降滤失剂仍具有重要的应用价值。

表4 耐盐性评价实验数据

5 现场应用效果

YB井是中石化西南油气分公司的一口开发评价水平井，位于四川盆地元坝区块。目标区块主要开发层系为长兴组，属于超深低孔低渗常压高温油藏。油藏最大埋深接近8 000 m，岩石类型以白云岩和白云质灰岩为主，平均孔隙度为5.67%，平均渗透率为0.48 mD，地层压力为66～70 MPa。该井导眼段完钻垂深为6 736 m，斜深为7 100 m，水平段完钻垂深为6 603 m，斜深为7 781 m，井底温度达到150 ℃。为提高高温井段钻井液降滤失性能，决定加入交联淀粉降滤失剂。交联淀粉降滤失剂在YB井应用时的现场数据如表5所示。由表5可知：在150 ℃时，在钻井液中加入质量分数为1.5%的交联淀粉降滤失剂，钻井液的滤失量降低了40%，且钻井液体系的黏度无明显增加。说明交联淀粉钻井液降滤失剂在现场得到了成功应用，耐温性能可达150 ℃。