高性能合成基钻井液体系的构建及功能的提升

高性能合成基钻井液体系的构建及功能的提升

郭对雄

长江大学 湖北省荆州市 434000

摘要；针对高温高压复杂井安全密度窗口较窄的难题，笔者通过分子结构设计和合成，研发了抗温达232℃的新型抗高温乳化剂、抗高温降滤失剂和抗高温有机土，并在此基础上构建了一套高性能合成基钻井液体系。实验结果表明，该乳化剂乳化率高达95%以上，形成的乳状液液滴尺寸分布均匀。降滤失剂与乳化剂、有机土协同增效，进一步提升了体系的乳化稳定性、高温高压流变性和降滤失功能与传统的合成基钻井液相比，该体系在高密度下具有低黏度、低切力、沉降稳定性好、高温热稳定性好及高温高压滤失量低等优点，从而有助于解决高温高密度钻井液因结构强度太大而造成的憋泵、启动泵压过高、当量循环密度（ECD)变化大而诱发的井漏及井壁失稳等难题，为满足石油勘探开发高温高压井作业安全提供了技术保障。

关键词：高性能；合成基钻井液体系；凝胶性能

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构建

所谓高性能合成基钻井液，是指其密度在2.0g/cm3温度在200℃或以上时，钻井液保持低黏度、低切力、滤失量小及重晶石沉降稳定性好。即该钻井液在65℃下100r/min读数不宜太高(该转速与钻井过程中钻井液在环空的上返速度相近)，滤失量小于5 mL，且重晶石的沉降因子(sF)不大于0.52，能满足安全密度窗口窄地层钻井的技术需求。体系构建的关键因素是抗温达200℃以上的乳化剂、有机土及降滤失剂等核心材料的开发，其中 乳化剂是确保钻井液在高温下的乳化稳定性的核心材料，其对固相颗粒的油润湿性、钻井液的流变性和滤失性能起到协同增效作用。目前国内外传统的合成基钻井液使用的乳化剂抗温性不好，在高温下容易降解，由此导致体系的稳定性下降，如高温增稠，滤失量增大等，难以满足高温高压井的现场的要求。此外，高温降滤失剂和有机土等其他核心材料的热稳定性和配伍性也极为重要【1】。

2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。

3.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。

4. 高性能合成基钻井液体系的性能研究

4.1 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【2】。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。

4.2 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。

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【3】。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。

5.结语

与以往的合成基钻井液相比，本文研究的高性能合成基钻井液在高密度以及高温的情况下仍然具有较好的低粘度和低切力，整个体系的滤失量也较低，整体性能更加稳定，适用于高温、高压的复杂钻井条件。

考文献：

[1]赵春花，罗健生，夏小春，等. 高性能合成基钻井液体系的研制及性能研究[J]. 钻井液与完井液，2018, 35(03): 25-31.

[2]罗健生，刘刚，李超，等.深水FLAT-PRO合成基钻井液体系研究及应用[J]. 中国海上油气，2017, 29(03): 61-66.

[3] 胡文军，向雄，杨洪烈. FLAT-PRO 深水恒流变合成基钻井液及其应用[J]. 钻井液与完井液，2017, 34(02): 15-20