黃維安，邱正松，徐加放，薛玉志，李公讓?zhuān)?/p>

(1.中國(guó)石油大學(xué)石油工程學(xué)院，山東青島266555;2.勝利石油管理局鉆井工藝研究院，山東東營(yíng)257017)

超高溫抗鹽聚合物降濾失劑的研制及應(yīng)用

黃維安1，邱正松1，徐加放1，薛玉志2，李公讓1，2，江琳1

(1.中國(guó)石油大學(xué)石油工程學(xué)院，山東青島266555;2.勝利石油管理局鉆井工藝研究院，山東東營(yíng)257017)

針對(duì)當(dāng)前國(guó)內(nèi)外超高溫水基鉆井液高溫穩(wěn)定性及濾失性調(diào)控技術(shù)難題，研制出超高溫抗鹽聚合物降濾失劑HTP－1，對(duì)其作用機(jī)制進(jìn)行分析，并在勝科1超深井和泌深1超深井進(jìn)行應(yīng)用試驗(yàn)。HTP－1的作用機(jī)制主要有兩方面，一是在黏土顆粒上的吸附量大并且吸附牢固，在化學(xué)環(huán)境和溫度改變情況下吸附量變化小，二是改善鉆井液體系中的顆粒粒徑級(jí)配、降低濾餅的滲透率和改善其可壓縮性;HTP－1抗溫達(dá)240℃，抗鹽超過(guò)20%，在各種基漿中的降濾失效果優(yōu)于國(guó)內(nèi)外同類(lèi)處理劑，可以滿(mǎn)足超深井超高溫鉆井需要。

鉆井液;超高溫;深井;降濾失劑;作用機(jī)制

石油鉆探中對(duì)鉆井液的高溫穩(wěn)定性要求提高［1－4］，現(xiàn)有鉆井液處理劑已不能滿(mǎn)足深井、超深井鉆井需要。筆者研制一種超高溫抗鹽聚合物降濾失劑HTP－1，并在我國(guó)目前井底溫度最高的勝科1井和泌深1井現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。

1 HTP-1的制備

1.1 制備原理

根據(jù)聚合反應(yīng)原理，HTP－1的結(jié)構(gòu)式為

1.2 合成

在四口燒瓶中加入適量蒸餾水，在攪拌下依次加入2－甲基－2－丙烯酰胺基丙磺酸(AMPS)、N－乙烯基吡咯烷酮(NVP)、二甲基二烯丙基氯化銨(DMDAAC)和N，N－二乙基丙烯酰胺(DEAM)，繼續(xù)攪拌至完全溶解，用30%NaOH溶液將體系的pH值調(diào)至要求，升溫至50℃，加入引發(fā)劑，在攪拌下反應(yīng)1～3 h，得黏稠液體產(chǎn)物。將所得產(chǎn)物于105℃下烘干粉碎，即得粉末狀超高溫抗鹽聚合物降濾失劑HTP－1。

2 性能評(píng)價(jià)

針對(duì)水基鉆井液類(lèi)型［5－8］，分別在不同鉆井液基漿中評(píng)價(jià)HTP－1的降濾失效果，結(jié)果見(jiàn)圖1。其中:PMHA－Ⅱ?yàn)閲?guó)內(nèi)鉆井液用金屬離子增黏降濾失劑;Driscal為從美國(guó)引進(jìn)的抗高溫聚合物;淡水基漿為400 mL自來(lái)水+0.8 g無(wú)水碳酸鈉+4%膨潤(rùn)土+3%評(píng)價(jià)土;淡水加重基漿為400 mL自來(lái)水+1.2 g無(wú)水碳酸鈉+6%膨潤(rùn)土+5%評(píng)價(jià)土+重晶石;飽和鹽水基漿為400 mL自來(lái)水+1.2 g無(wú)水碳酸鈉+6%膨潤(rùn)土+10%評(píng)價(jià)土+30%NaCl;氯化鈣氯化鈉復(fù)合鹽水基漿為400 mL自來(lái)水+0.8 g無(wú)水碳酸鈉+4%膨潤(rùn)土+10%評(píng)價(jià)土+0.5%CaCl2+4%NaCl。

圖1 HTP-1在鉆井液基漿中的降濾失效果評(píng)價(jià)結(jié)果Fig.1 Evaluation results of reducing filter of HTP-1 in several base slurries

圖1表明:HTP－1與Driscal抗溫達(dá)240℃，明顯優(yōu)于PMHA－Ⅱ;HTP－1在各種鉆井液基漿中均具有較好降濾失效果，在淡水基漿、淡水加重基漿、飽和鹽水基漿中降濾失作用最好，在氯化鈣氯化鈉復(fù)合鹽水基漿中與Driscal降濾失效果相當(dāng)，表明HTP－1具有很好的抗高溫、抗鹽和抗鈣降濾失性能。

3 作用機(jī)制

降濾失劑在黏土顆粒上的吸附是其發(fā)揮作用的根本，通過(guò)在多個(gè)黏土顆粒上形成多點(diǎn)吸附，改善體系原來(lái)的空間網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，增強(qiáng)護(hù)膠能力，從而使濾餅變得致密，達(dá)到降低濾失作用。

3.1 吸附機(jī)制

依據(jù)郎伯－比耳定律［9－11］，采用紫外－可見(jiàn)光光度法定量分析HTP－1在黏土顆粒上的吸附特性。首先在室溫(實(shí)測(cè)為16℃)下，測(cè)定了聚合物在黏土顆粒上的吸附等溫線，并考察了溫度和鹽對(duì)吸附的影響，結(jié)果見(jiàn)圖2和圖3。

從圖2看出:隨HTP－1和Driscal質(zhì)量濃度增大，它們?cè)陴ね令w粒表面的吸附量(指每克黏土吸附的降濾失劑的毫克數(shù))增加，且增加的趨勢(shì)逐漸變緩，同質(zhì)量濃度下HTP－1在黏土顆粒上的吸附量比Driscal大;隨著溫度升高，吸附量降低，同溫度下HTP－1在黏土顆粒上的吸附量比Driscal大。其原因是:隨HTP－1和Driscal質(zhì)量濃度增大，在黏土顆粒表面的吸附量增加，黏土顆粒表面可用于吸附的表面積減少，直到被聚合物全部占據(jù)，聚合物分子在黏土顆粒表面吸附數(shù)量越多，可解吸下來(lái)的越多;吸附是放熱反應(yīng)，升高溫度有利于平衡向著脫附方向進(jìn)行，同時(shí)溫度升高，黏土顆粒熱運(yùn)動(dòng)加劇，也不利于吸附。

圖2 溫度對(duì)HTP-1和Driscal吸附量的影響Fig.2 Effect of temperature on adsorption quantity of HTP-1 and Driscal

從圖3看出:隨氯化鈉加量增大，HTP－1和Driscal在黏土顆粒上的吸附量降低。原因是:Na+聚集在黏土顆粒附近，壓縮其擴(kuò)散雙電層，使ζ電位降低、斥力減弱，黏土顆粒相互聚結(jié)變大，表面積減少;氯化鈉的加入影響聚合物分子鏈伸展，不利于吸附;從變化趨勢(shì)看，在氯化鈉存在下，HTP－1在黏土顆粒上的吸附量高于Driscal。

圖3 氯化鈉加量對(duì)HTP-1和Driscal吸附量的影響Fig.3 Effect of NaCl content on adsorption quantity of HTP-1 and Driscal

3.2 對(duì)濾餅壓縮性的影響

濾餅的可壓縮性參數(shù)直接影響其質(zhì)量?jī)?yōu)劣。薄而壓縮性好的濾餅在井下高溫高壓條件下可以保證有較低的滲透率、減緩壓力激動(dòng)的影響、減少壓差卡鉆的次數(shù)，能夠經(jīng)受得住環(huán)空液流的沖蝕，保持井眼穩(wěn)定，保證井下施工的順利進(jìn)行［12－13］。通過(guò)簡(jiǎn)單可行、數(shù)據(jù)可信的不倒鉆井液“兩次失水法”，考察了HIP－1、PMHA－Ⅱ和Driscal對(duì)濾餅壓縮性的影響，結(jié)果見(jiàn)圖4。由圖4可以看出:各實(shí)驗(yàn)漿老化后的壓縮性系數(shù)均高于老化前，表明高溫將引起鉆井液濾餅壓縮性降低;加入降濾失劑的實(shí)驗(yàn)漿老化前后的壓縮系數(shù)均低于基漿，其中，加入HTP－1實(shí)驗(yàn)漿的濾餅的可壓縮性系數(shù)最小，這與其具有最好的降濾失效果一致。

圖4 濾餅可壓縮性測(cè)試結(jié)果Fig.4 Test results of filter cake compressibility

3.3 對(duì)淡水基漿粒度分布的影響

利用日本的SALD－1100激光衍射粒度分析儀測(cè)試了HTP－1對(duì)淡水基漿老化(240℃/16 h)前、后的粒度分布，結(jié)果見(jiàn)圖5(其中，基漿為4%膨潤(rùn)土+3%評(píng)價(jià)土，老化條件為240℃，16 h熱滾)。從圖5看出:老化后實(shí)驗(yàn)漿中粒徑較小的顆粒所占比例降低，粒徑較大顆粒含量增加，粒徑均變大，分布變窄，這是老化后其濾失量變大的主要原因之一;加入HTP－1后，不論老化前后，實(shí)驗(yàn)漿的粒徑分布更寬，級(jí)配更合理，所以實(shí)驗(yàn)漿的濾失量降低。

圖5 粒度分布測(cè)試結(jié)果Fig.5 Test results of particle size distribution

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

4.1 勝科1超深井

勝科1井是中石化在勝利油田布置的一口重點(diǎn)科學(xué)探索井，設(shè)計(jì)井深7.0 km，實(shí)際完鉆井深7.026 km，完鉆井底溫度高達(dá)235℃。該井面臨深部超高溫鉆井液穩(wěn)定性、超高密度高礦化度組合苛刻條件下的鉆井液流變性調(diào)控問(wèn)題以及防漏堵漏等鉆井液等技術(shù)難題。在鉆至孔二段地層6.894 km、井底溫度約為231℃時(shí)進(jìn)行了超高溫抗鹽聚合物降濾失劑HTP－1現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。試驗(yàn)前現(xiàn)場(chǎng)井漿性能如下:密度1.74 g/cm3，固相含量32%，含砂量0.2%，井口出口溫度89℃;黏附系數(shù)0.062。將HTP－1以膠液形式緩慢加入井漿中，在井漿中的含量約為0.10%，替代了國(guó)外Driscal的日常維護(hù)，鉆井液從井口到井底再返回地面的循環(huán)時(shí)間約為5 h。返出井口井漿除固相含量降為31%外，其余參數(shù)未變。試驗(yàn)前、后井漿的流變性及濾失性測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 HTP-1加入前、后勝科1超深井井漿的流變性及濾失性測(cè)試結(jié)果Table 1 Test results of rheological property and filtration of well slurry in ultra-deep well Shengke1 before and after adding HTP-1

從表1看出，超高溫抗鹽降濾失劑HTP－1加入井漿后，表觀黏度、塑性黏度、動(dòng)切力和靜切力比值(G10s/G10min)基本不變，API濾失量和高溫高壓濾失量下降。從試驗(yàn)結(jié)果看，HTP－1在欠飽和復(fù)合鹽水體系超高溫高密度(231℃，1.74 g/cm3)苛刻條件下發(fā)揮了降濾失作用，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)獲得了初步成功。隨后，在勝科1井最后的6.960～7.026 km超高溫井段，使用HTP－1替代了國(guó)外抗溫聚合物Driscal，順利地鉆至完鉆。

4.2 泌深1超深井

泌深1超深井是一口直井，位于南襄盆地泌陽(yáng)凹陷深凹區(qū)(河南省唐河縣畢店鄉(xiāng))，設(shè)計(jì)井深6.0 km(實(shí)際完鉆6.005 km)，完鉆目的層為古近系玉皇頂組玉二段，兼探古近系玉皇頂組玉一段、大倉(cāng)房組和核桃園組。該超深井主要面臨鉆井液超高溫穩(wěn)定性問(wèn)題，同時(shí)，玉二段、白堊系泥巖易水化分散、造漿和坍塌，地層不熟知，井噴、井漏、鹽膏層污染等也不容忽視。至該井4.5 km四開(kāi)后，轉(zhuǎn)化為以超高溫抗鹽聚合物降濾失劑HTP－1為主要抗溫處理劑的超高溫水基鉆井液體系:4%膨潤(rùn)土漿+0.4%SDT－108+0.3%HTP－1+4%SD－101+2%SD－202+3%LQ－10+1.0%SF－260+3%白油+0.3%表面活性劑(加至1.25 g/cm3)，并且隨著井加深、井底溫度增加，增加超高溫抗鹽聚合物降濾失劑HTP－1用量。泌深1超深井四開(kāi)部分井深處監(jiān)測(cè)的井漿性能如表2所示。

表2 泌深1超深井四開(kāi)井漿的流變性及濾失性測(cè)試結(jié)果Table 2 Test results of rheological property and filtration of well slurry in re-drilling ultra-deep well Bishen1

由表2看出，泌深1超深井鉆井液流變性好，濾失量低，摩阻系數(shù)小，完全滿(mǎn)足了現(xiàn)場(chǎng)鉆井需要。使用HTP－1后，達(dá)到如下效果:①體系抑制性強(qiáng)，鉆井液沒(méi)有外排;②起鉆無(wú)掛卡，下鉆能順利到底，沒(méi)有發(fā)生劃眼情況;③鉆井液濾失量低;④井壁穩(wěn)定效果好，未出現(xiàn)井壁坍塌和縮徑等井壁不穩(wěn)定現(xiàn)象;⑤在超高溫條件下，鉆井液性能穩(wěn)定。

5 結(jié)論

(1)新研制出的超高溫抗鹽聚合物降濾失劑HTP－1抗溫達(dá)240℃，抗鹽達(dá)20%，降濾失作用效果好。

(2)HTP－1在黏土顆粒上的吸附量大且吸附牢固，在化學(xué)環(huán)境和溫度改變情況下，吸附量變化小;HTP－1能改善鉆井液體系中顆粒粒徑級(jí)配，降低濾餅的滲透率并改善其可壓縮性。

(3)HTP－1能明顯增強(qiáng)鉆井液的高溫穩(wěn)定性，降低濾失量，可以滿(mǎn)足超深井超高溫鉆井需要。

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(編輯 劉為清)

Development and application of ultra-high temperature anti-salt polymer fluid loss reducer

HUANG Wei－an1，QIU Zheng－song1，XU Jia－fang1，XUE Yu－zhi2，LI Gong－rang1，2，JIANG Lin1
(1.College of Petroleum Engineering in China University of Petroleum，Qingdao 266555，China;2.Research Institute of Drilling Technology of Shengli Petroleum Administrative Bureau，Dongying 257017，China)

Aimed at the present outstanding problem of filtration property adjusting and controlling and high temperature stability of ultra－h(huán)igh temperature water base drilling fluid around the world，the ultra－h(huán)igh temperature anti－salts polymer fluid loss reducer HTP－1 was developed.The action mechanisms of HTP－1 are as follows:(1)HTP－1 are largely and hardly adsorbed on clay particles and little changed by salt and temperature.(2)HTP－1 can improve particle size grading，reduce the permeability and improve compressibility observably of filter cake.Field application results of the polymer fluid loss reducer HTP－1 in ultra－deep well Shengke 1 and Bishen 1 show that the tolerance of HTP－1 to temperature is up to 240℃，to salt above 20%.The performances of HTP－1 in several base slurries have an advantage of treating agents around the world，and HTP－1 could meet the demand of ultra－deep well drilling under ultra－h(huán)igh temperature.

drilling fluid;ultra－h(huán)igh temperature;deep well;fluid loss reducer;action mechanism

TE 254

A

10.3969/j.issn.1673－5005.2011.01.031

2010－09－14

國(guó)家高技術(shù)研究發(fā)展計(jì)劃項(xiàng)目(2006AA06A19－5)

黃維安(1976－)，男(漢族)，四川中江人，講師，博士，研究方向?yàn)橛吞锘瘜W(xué)。

1673－5005(2011)01－0155－04