抗高温无固相保护储层钻井液的体系建立与实验

史峻臣 , 尚兴典 , 汤希希 , 赵赛特

(荆州学院 , 湖北 荆州 434023)

为提高渗流面积,其中大多数为水平井,钻井液的配制方法决定了地层的保护程度和钻井工具的使用寿命。传统的钻井液往往采用蓬松土配浆以及重晶石加重,这些固相一旦入侵储层,必然会造成储层孔喉堵塞,影响油气产量,同时降低油层质量[1]。国外对付类似高温高压复杂地层优先选用油基钻井液体系,即油包水乳化钻井液[2]。虽然油基钻井液不易卡钻井塌,但容易滤失,同时调节流变性和乳化稳定性难度很大,且成本高污染环境对录井工作带来不便。无固相钻井液是一种以储层保护为目的的水基钻井液,该体系是在聚合物水基钻井液的基础上不断演变而来的,不使用膨润土与重晶石等固相颗粒,由水溶性高分子聚合物增黏剂和降滤失剂以及无机盐或有机盐和水组成无固相钻井液体系[3]。

因为不使用黏土,从根本上消除了黏土固相颗粒对储层的污染,卓越的泥饼性能,有利于储层保护,同时体系形成的泥饼易于返排,渗流通道易于重新建立,储层保护效果好[4]。对于环保型的耐高温无固相钻井液的需求迫切。首先解决高温破坏性而研制的处理剂和建立的钻井液体系。在保证处理剂抗温能力的基础上研究高温对钻井液体系的作用机制,找出有利于性能改善的影响因素,提高有利因素的比重,形成利用高温改善钻井液性能的钻井液体系。本文从配制新型抗高温无固相钻井液出发建立抗高温无固相保护储层钻井液的体系与实验。

1 体系构建与性能评价

1.1 实验部分

1.1.1主要原料

玉米淀粉,工业级;苯乙烯磺酸钠(SS)、N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、二烯丙基二甲基氯化铵(DMDAAC)、过硫酸铵、乙醇,分析纯;NaOH、HCl、Na2CO3,分析纯;HCOOK,工业级;流型调节剂VIS-HT,工业级;二甲基硅油,工业级,白炭黑,工业级;稳定剂PAM、乳化剂TX-10、增稠剂CMC,工业级。封堵剂FDH工业级淀粉的预处理:分别取100 g玉米淀粉、50 mL稀盐酸(浓度为 0.5 mol/L)依次加入装有搅拌器的圆底烧瓶中,水浴加热至55 ℃,恒温条件下搅拌 4.5 h,得到粗产物,通过抽滤、干燥得到酸解淀粉。

改型淀粉降滤失剂的制备:称取40 g上述酸解淀粉以及适量的水加入装有搅拌器依次加入10 g苯乙烯磺酸钠(SS)、6 g N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、7 g二烯丙基二甲基氯化铵(DMDAAC),用 NaOH调节溶液的pH值至8,水浴加热至70 ℃,通氮气1 h后加入少量引发剂过硫酸铵,恒温搅拌条件下反应4 h后,通过乙醇提纯、抽滤干燥,最终得到改性淀粉降滤失剂。

消泡剂的合成:把100 mL的硅油和稳定剂倒入四口烧杯中,在缓慢搅拌下注入总体积7%的白炭黑,加热至175 ℃反应3 h,反应完成后冷却至室温观察稳定度,待其稳定后加热至90 ℃加入增黏剂和乳化剂继续搅拌3 h,停止搅拌为成品。

1.1.2 加重盐的选择

由于K+对黏土晶格的固定作用,K+通常被认为是对付水敏性地层最为理想的无固相钻井液加重材料。而钻井液用有机盐加重剂通常是指甲酸钠、甲酸钾和甲酸铯,混合使用,密度在1.0～2.3 kg/L调整。有机盐加重剂特性见表1。

表1 有机盐加重剂特性

有机盐具有很强的抑制性,有机盐钻井液能增强体系的高温稳定性。有机盐钻井液中,含有较多

的还原性基团,可除掉钻井液中的溶解氧,使其他常规水中可降解的处理剂不发生降解反应,有效地保护了各种处理剂,使其在高温下稳定地发挥作用。其次,甲酸盐能提高有些聚合物(黄原胶)的转变温度。甲酸根离子可以和黄原胶中的羟基和多糖链之间形成桥结,使得黄原胶分子的结构加强,致使黄原胶抗温性提高。甲酸盐也能大幅度提高常用处理剂的16 h稳定温度(老化16 h后,聚合物的黏度或降失水能力降低)。基于以上分析,本文采用甲酸钾作为加重剂,可有效地提高钻井液的密度。

自主合成材料BHX为抗温增黏降滤失剂封堵剂和消泡剂H26,同时加入FDH封堵剂以HCOOK有机盐加重剂构建无固相抗高温钻井液体系。

1.2 流型调节剂加量优选

流型调节剂可改善钻井液的流变性和滤失率,增强页岩稳定性,抑制黏土膨胀和水化[5]。以3.5%BHX作为抗温增黏降滤失剂,甲酸钾作为可溶性盐加重剂和抑制剂,使钻井液密度为1.3 kg/L。以VIS-HT为流型调节剂,并改变其加量,讨论流型调节剂对钻井液流变性能的影响,向钻井液中加入不同质量体积分数的VIS-HT,评价其在180 ℃老化后的流变性、美国石油协会(American Petroleum Institute,简写API)滤失量,结果见表2。

表2 钻开液中流型调节剂VIS-HT的加量优选

由表2可知,随着流型调节剂VIS-HT的加量增加,体系黏切逐渐增大,API滤失量逐渐降低。其中,VIS-HT的加量为0.7%时,体系黏切适中,API滤失量仅7.1 mL;继续提高加量至1.0%时,体系黏切大幅度上涨,但API滤失量降低不明显。故优选VIS-HT最佳加量为0.7%。

1.3 封堵剂FDH的加量优选

按“水+3.5%BHX”配制5杯钻井液,其中1杯作为空白样,另外4杯分别向其中加入不同质量体积分数的FDH,评价其在180 ℃老化后的流变性、API滤失量,结果见表3。

表3 钻井液中封堵剂FDH的加量优选

由表3可知,随着封堵剂FDH的加量增加,体系黏切呈缓慢上涨趋势,API滤失量逐渐降低。其中,FDH的加量为3.0%时,体系黏切适中,API滤失量降低至4.4 mL;继续提高加量至4.0%时,API滤失量降低明显。故优选FDH最佳加量为3.0%。

1.4 润滑消泡剂H26加量优选

消泡剂能通过改变泡沫表面张力达到消泡的效果[6]。钻井液要求润滑消泡剂能够有效地降低钻井液的摩阻系数,提高钻井液的润滑性能,有助于提高井壁的稳定性;另有助于井控。按“水+3.5%BHX +0.7%VIS-HT+3.0%FDH”配制4杯钻井液,其中1杯作为空白样,另外3杯分别向其中加入不同质量体积分数的H26,评价其在180 ℃老化后的流变性、API滤失量,结果见表4。

表4 钻井液中润滑消泡剂H26加量优选

由表4可知,随着润滑消泡剂的加入,对钻井液的流变性能以及滤失量的影响较小,可有效地抑制钻井液在高搅条件下小气泡的产生,且显著降低钻井液的润滑系数,当润滑消泡剂加量为2%时,其润滑系数仅为0.88,且降低了钻井液的滤失量。提高了钻井时效,有利于井壁稳定,有助于钻井安全[7]。

1.5 pH调节剂筛选

按“水+3.5%BHX+0.7%VIS-HT+3.0%FDH+2%H26”配制5杯钻井液,分别向其中加入不同类型的pH调节剂,评价其在180 ℃老化后的流变性、API滤失量,结果见表5。

表5 pH调节剂筛选

由表5可知,不加pH调节剂情况下,老化后体系黏切均大幅下降,0.7%NaOH+0.5%Na2CO3使钻井液老化前后的黏度切力变化较小,滤失量下降,并未出现起泡现象。基于以上分析以及经济成本考虑,抗高温无固相钻井液以NaOH+Na2CO3为pH调节剂。基于上述处理剂材料加量优选,确定密度为1.30 kg/L的抗高温无固相钻液:0.7%NaOH+0.5%Na2CO3+0.7%VIS-HT+3%BHX+3.0%FDH+2%H26+HCOOK+水。

2 体系性能评价

2.1 高温降解度

将配制好的密度为1.30 kg/L抗高温无固相保护储层钻井液体系(配方为:水+0.7% NaOH+0.5%Na2CO3+0.7%VIS-HT+3.5%BHX+3.0%FDH+2.0%H26+HCOOK)静置于全自动真空干燥箱一段时间后,测试其表观黏度来表征无固相保护储层钻井液的自降解性能,传统的钻井液遇到较高温度时,不能保持很好的稳定性[8]。结果见表6。

表6 无固相钻井液体系自降解性能

由表6可知,抗高温无固相保护储层钻井液体系在高温下静置后,仍保持良好的网架结构,静置5天后,其表观黏度仍有33 mPa·s。随着高温下静置时间的延长,其胶体网架结构降解明显,且在长时间静置下表现出优异的可降解性能,表明该无固相钻井液在裂缝、孔喉中可有效地降解。

2.2 储层保护性能评价

室内初步对抗高温无固相保护储层钻井液体系进行了储层保护效果评价,结果见表7。

表7 储层保护效果分析

实验结果表明,钻井液体系的渗透率恢复值均>90%,具有优良的储层保护效果,满足钻井储层保护要求。另外,抗高温无固相保护储层钻井液体系在孔喉中长时间高温静置后,其自降解性能有助于储层保护,其渗透率恢复值高于96%。

3 结论

①通过优选优配无固相抗高温保护储层钻井液处理剂,并添加可提高钻井液抗温能力的添加剂进一步提高钻井液的抗温能力来建立抗高温高密度钻井液体系的技术路线是切实可行的。②基于上述处理剂材料加量优选,确定密度为1.30 kg/L的抗高温无固相钻液:水+0.7% NaOH+0.5%Na2CO3+0.7%VIS-HT+3%BHX+3.0%FDH+3.0%H26+HCOOK。③随着高温下静置时间的延长,其胶体网架结构降解明显,且在长时间静置下表现出优异的可降解性能,表明该无固相钻井液在裂缝、孔喉中可有效地降解。④实验结果表明,钻井液体系的渗透率恢复值均>90%,具有优良的储层保护效果,满足钻井储层保护要求。