孔 勇， 楊小華， 徐 江， 劉貴傳， 張 國， 金軍斌， 李 雄

（中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京100101）

抗高溫強(qiáng)封堵防塌鉆井液體系研究與應(yīng)用

孔 勇， 楊小華， 徐 江， 劉貴傳， 張 國， 金軍斌， 李 雄

（中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京100101）

孔勇等.抗高溫強(qiáng)封堵防塌鉆井液體系研究與應(yīng)用[J].鉆井液與完井液，2016，33（6）：17-22.

針對(duì)高溫深部復(fù)雜地層的鉆探需求，通過分子設(shè)計(jì)研發(fā)出一種抗溫達(dá)200 ℃、具有剛性結(jié)構(gòu)和高溫形變能力的抗高溫封堵防塌劑SMNA-1。該劑在140～200 ℃廣譜溫度范圍內(nèi)，能夠通過其變形性和黏結(jié)性有效地堆積填充黏結(jié)濾餅，同時(shí)利用其自身的疏水性能在濾餅表面形成封堵膜，束縛自由水，增強(qiáng)濾餅的韌性和致密性、降低高溫高壓濾失量，提高鉆井液的封堵防塌能力。以抗高溫封堵防塌處理劑為主劑SMNA-1，優(yōu)選抗高溫降濾失劑SMPFL-L、SML-4和高效潤滑劑SMJH-1等抗高溫處理劑，構(gòu)建出抗高溫強(qiáng)封堵鉆井液體系。抗高溫聚合物降濾失劑SMPFL-L以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基長鏈烷基磺酸、雙烯磺酸等單體采用自由基聚合制得，分子量較低，且分子量分布具有多分散性，飽和鹽水基漿中加入2%SMPFL-L后可使高溫高壓濾失量降低至54 mL，該劑還具有良好的解絮凝作用，耐溫達(dá)210 ℃。抗高溫抗鹽降濾失劑SML-4是針對(duì)高密度鉆井液固相加重材料含量高對(duì)降濾失劑要求，研發(fā)的一種降濾失劑，其能夠部分改變加重材料表面性質(zhì)，提高加重材料的分散性，降低水化膜厚度，4%SML-4可使高密度鹽水漿的API濾失量由164 mL降至5.8 mL，且不增加鉆井液的黏度。在密度為2.0 g/cm3鉆井液中加入2%高效潤滑劑SMJH-1，極壓潤滑系數(shù)降低率為24%。該體系在新疆順北1-1H井三開井段現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用近1 300 m，施工順利，未出現(xiàn)任何復(fù)雜情況，試驗(yàn)井段平均井徑擴(kuò)大率僅6.88%，井身質(zhì)量好，取得了良好的應(yīng)用效果。

抗高溫鉆井液；防塌；封堵；井壁穩(wěn)定；降濾失劑

隨著油氣田勘探開發(fā)的不斷深入，以及深井、超深井、特殊井和復(fù)雜井?dāng)?shù)量的增多，鉆遇地層條件越來越復(fù)雜，井下復(fù)雜情況日益增加，深部地層井壁失穩(wěn)問題日益突出，對(duì)鉆井液性能提出了更高的要求，特別是抗高溫防塌能力[1-4]。目前主要通過提高鉆井液的抑制性和封堵能力的方法穩(wěn)定井壁[5-11]。但現(xiàn)有的封堵型防塌處理劑，如瀝青類處理劑[12]、聚合醇[13]等，抗溫普遍低于180 ℃，且形變溫度范圍較窄（軟化點(diǎn)、濁點(diǎn)附近溫度），難以滿足高溫深部復(fù)雜地層鉆探需求[14-15]。為此，通過對(duì)抗高溫封堵防塌處理劑進(jìn)行分子設(shè)計(jì)，研發(fā)出抗溫達(dá)200 ℃，具有廣譜溫度范圍的封堵防塌處理劑SMNA-1。在此基礎(chǔ)上，以該抗高溫封堵防塌劑為主劑，通過優(yōu)選其他抗高溫處理劑，構(gòu)建出抗一套高溫強(qiáng)封堵鉆井液體系。該體系在新疆順北1-1H井三開井段現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，取得了良好的應(yīng)用效果。

1 主要試劑與儀器

1.1 主要試劑

抗高溫防塌處理劑SMNA-1、抗高溫降濾失劑SML-4、抗高溫抗鹽降濾失劑SMPFL-L、高效潤滑劑SMJH-1均由中石化工程院自行研發(fā)生產(chǎn)，國外封堵防塌處理劑(美國雪佛龍公司)、市售封堵防塌處理劑及一些常見的鉆井液處理劑。

1.2 主要儀器

電熱恒溫干燥箱、高溫高壓濾失儀、超離心冷凍研磨機(jī)、六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)、高溫滾子加熱爐、高頻高速攪拌器、老化罐、中壓濾失儀、精密電子天平。

2 抗高溫封堵防塌處理劑研究

鑒于目前防塌處理劑抗高溫能力不足，難以滿足深部復(fù)雜地層需求，結(jié)合防塌作用機(jī)理，擬從分子結(jié)構(gòu)和尺度對(duì)抗高溫防塌處理劑進(jìn)行鏈結(jié)構(gòu)、官能團(tuán)、特殊基團(tuán)的設(shè)計(jì)，研發(fā)出一種抗溫能達(dá)200 ℃，具有剛性結(jié)構(gòu)和高溫形變能力的抗高溫封堵防塌處理劑。

2.1 分子設(shè)計(jì)與合成

1）鏈結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)。為保證處理劑的高溫穩(wěn)定性，鏈結(jié)構(gòu)應(yīng)以C—C、C—S、C—N等熱穩(wěn)定性較高的化學(xué)鍵連結(jié)，其主要結(jié)構(gòu)單元應(yīng)采用剛性的芳環(huán)，在合成過程中加入適量的交聯(lián)劑，通過分子內(nèi)、分子間的交聯(lián)作用，進(jìn)一步提高分子的剛性，強(qiáng)化處理劑的抗高溫性能。

2）官能團(tuán)設(shè)計(jì)。為保證處理劑在鉆井液中的溶解性和分散能力，需要在分子中引入水化基團(tuán)，使其分子具有親水性，如羥基、酚羥基、羧基、酰胺、磺酸基等；同時(shí)為了提高處理劑分子對(duì)地層黏土表面的吸附能力，應(yīng)在分子結(jié)構(gòu)中引入一定比例的吸附基團(tuán)，如季銨鹽、胺基、金屬離子等。

3）形變?cè)O(shè)計(jì)。地層裂縫發(fā)育具有非均質(zhì)性，尺度大小難以預(yù)測(cè)。為匹配地層微裂縫，應(yīng)在分子結(jié)構(gòu)中引入可自由彎曲變形的基團(tuán)，該基團(tuán)可自動(dòng)旋轉(zhuǎn)、伸縮變形，如柔性的碳鏈、聚氧乙烯鏈等。

根據(jù)分子結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，依次將聚合反應(yīng)單體按照一定比例和有機(jī)溶劑加入至反應(yīng)釜中，加熱至設(shè)定溫度后，加入引發(fā)劑，引發(fā)聚合，反應(yīng)一段時(shí)間后加入一定量的交聯(lián)劑和改性劑，繼續(xù)反應(yīng)一段時(shí)間后，降溫至室溫，并將產(chǎn)物取出，經(jīng)干燥冷凍研磨粉碎，最終制得抗高溫防塌處理劑，取代號(hào)為SMNA-1。

SMNA-1在高溫下的封堵效果好，具有良好的抗高溫能力，抗溫達(dá)200 ℃，且SMNA-1在高溫下還具有良好的變形性，形變溫度為140～200 ℃，在205 ℃溫度下仍具有很強(qiáng)的黏滯性，可在微裂縫處形成滯留，封堵微裂縫。與傳統(tǒng)封堵防塌處理劑應(yīng)用溫度有限（軟化點(diǎn)或濁點(diǎn)附近溫度）不同的是，SMNA-1可在140～200 ℃廣譜溫度范圍內(nèi)提高鉆井液的封堵防塌性能。

2.2 性能評(píng)價(jià)

2.2.1封堵性能

將研制的抗高溫防塌處理劑SMNA-1與國內(nèi)外封堵防塌處理劑產(chǎn)品進(jìn)行對(duì)比，測(cè)試鉆井液基漿配方為4%預(yù)水化膨潤土漿+4%SMC+4%SMP-1，采用高溫高壓靜失水評(píng)價(jià)法進(jìn)行評(píng)價(jià)，見表1。由表1可以看出，加入1%SMNA-1即可將基漿的高溫高壓濾失量由40 mL降至19 mL，高溫高壓濾失量降低率達(dá)到52.5%，已明顯優(yōu)于加量為2%的國內(nèi)產(chǎn)品，略優(yōu)于加量為2%的國外產(chǎn)品；進(jìn)一步增加SMNA-1用量，則高溫高壓濾失量進(jìn)一步降低，可降低至12 mL，高溫高壓濾失量降低率達(dá)到70%。

表1 SMNA-1與國內(nèi)外封堵防塌處理劑產(chǎn)品封堵效果對(duì)比

為進(jìn)一步檢測(cè)濾餅的韌性，將上述實(shí)驗(yàn)得到的濾餅進(jìn)行高溫烘干測(cè)試，烘干4 h后發(fā)現(xiàn)濾餅具有非常強(qiáng)的韌性，高溫烘干并未發(fā)生起皮、皸裂等現(xiàn)象，濾餅的完整性明顯優(yōu)于其他測(cè)試樣品得到的濾餅（見圖1）。分析其原因可能是，SMNA-1通過其變形性和黏結(jié)性有效地填充濾餅，黏結(jié)濾餅的各個(gè)組分，增強(qiáng)了濾餅的內(nèi)聚力，同時(shí)利用其自身的疏水性能，在濾餅表面形成封堵膜，束縛自由水，從而保證了其濾餅的完整性。

圖1 濾餅高溫烘干實(shí)驗(yàn)

2.2.2形變實(shí)驗(yàn)

為了測(cè)試SMNA-1的形變溫度范圍，設(shè)計(jì)了以下實(shí)驗(yàn)。取一定量的SMNA-1至于100 mL燒杯中，并將該燒杯至于可加熱的油浴鍋中，打開加熱，不斷觀察燒杯中的SMNA-1形變情況。發(fā)現(xiàn)其在140 ℃時(shí)有少量部分出現(xiàn)黏稠狀態(tài)，進(jìn)一步加熱，隨著溫度的升高，黏稠區(qū)域不斷擴(kuò)大，而至205 ℃時(shí)，雖然大部分固體已經(jīng)變成黏稠液態(tài)，但是使用玻璃棒攪拌仍有很強(qiáng)的結(jié)構(gòu)力，測(cè)試其運(yùn)動(dòng)黏度大于200 m2/s，表明其在205 ℃仍有很強(qiáng)的黏滯性，仍可在微裂縫處滯留封堵微裂縫。

2.2.3抗溫性能

以SMNA-1與SMP-1、SMC等為主劑配制了抗高溫強(qiáng)封堵鉆井液體系，分別進(jìn)行140、 170、 200 ℃下的16 h熱滾實(shí)驗(yàn)，然后測(cè)定鉆井液流變性能和濾失量，結(jié)果見表2。表2實(shí)驗(yàn)用鉆井液配方如下。

1#4%預(yù)水化膨潤土漿+2%SMC+（0.3%～0.5%）PAC-LV+2%SMP-1+0.1%NaOH

2#4%預(yù)水化膨潤土漿+3%SMC+（0.5%～1%）PAC-LV+3%SMP-1+0.1%NaOH

3#4%預(yù)水化膨潤土漿+4%SMC+（1%～1.5%）SMPFL-L+4%SMP-1+0.1%NaOH

表2 SMNA-1在不同溫度下對(duì)鉆井液性能的影響

實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，SMNA-1在不同溫度下均可以提高鉆井液的封堵能力，降低高溫高壓濾失量，高溫高壓濾失量降低率均在50%以上，表明SMNA-1與現(xiàn)用的PAC-LV、SMC、SMP-1、SMPFL-L等處理劑均能夠配伍，通過其在140～200 ℃溫度范圍內(nèi)發(fā)生形變， 堆積填充黏結(jié)濾餅，增強(qiáng)濾餅的韌性和致密性，降低高溫高壓濾失量，且不會(huì)對(duì)鉆井液的流變性產(chǎn)生影響。

3 抗高溫強(qiáng)封堵防塌鉆井液體系構(gòu)建

在研發(fā)出抗高溫封堵防塌處理劑SMNA-1的基礎(chǔ)上，優(yōu)選了抗高溫降濾失劑、潤滑劑等，利用各種處理劑間的協(xié)同作用，提高鉆井液的高溫綜合性能。

3.1 抗高溫降濾失劑優(yōu)選

根據(jù)深部復(fù)雜地層對(duì)鉆井液抗高溫性能的要求，優(yōu)選了中國石化石油工程技術(shù)研究院自主研發(fā)的抗高溫降濾失劑SMPFL-L和抗高溫抗鹽降濾失劑SML-4。抗高溫降濾失劑SMPFL-L針對(duì)傳統(tǒng)抗高溫聚合物降濾失劑高溫分解和失效等問題，以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基長鏈烷基磺酸、雙烯磺酸等單體采用自由基聚合制得，其分子量較低，且分子量分布具有多分散性?？垢邷乜果}降濾失劑SML-4是針對(duì)高密度鉆井液固相加重材料含量高對(duì)降濾失劑的要求，研發(fā)出的一種高密度鉆井液用降濾失劑，其具有適當(dāng)磺化度，能夠部分改變加重材料表面性質(zhì)，提高加重材料的分散性，降低水化膜厚度，可明顯降低高密度鉆井液的濾失量且不增加鉆井液體系的黏度。表3中實(shí)驗(yàn)用鉆井液配方如下。

4#4%預(yù)水化膨潤土漿+36%NaCl

5#8%預(yù)水化膨潤土漿+4%NaCl+重晶石，密度為2.30 g/cm3

表3 抗高溫降濾失劑SMPFL-L和SML-4性能評(píng)價(jià)

由表3可以看出，向飽和鹽水基漿中加入2% SMPFL-L，即可顯著降低基漿的濾失量，且具有良好的耐溫和解絮凝作用；向高密度鹽水漿中加入4%SML-4，即可將鹽水基漿的濾失量由164 mL降至5.8 mL。

3.2 潤滑劑優(yōu)選

針對(duì)現(xiàn)場(chǎng)施工摩阻大、扭矩高的問題，優(yōu)選了高效潤滑劑SMJH-1。該處理劑具有很強(qiáng)的吸附能力，能迅速在鉆具表面、鉆井液中的固體顆粒和井壁表面形成牢固的吸附膜，降低界面間的流動(dòng)阻力，可提高鉆井液的極壓潤滑性，降低鉆井液流動(dòng)阻力，降低摩阻系數(shù)及扭矩，產(chǎn)品的性能與國外產(chǎn)品Lube 167性能相當(dāng)（見表4）。實(shí)驗(yàn)用鉆井液配方如下。

6#5%預(yù)水化膨潤土漿

7#3%膨潤土+0.8%SMPFL-L+3%SMC+3% SMP-1+1.2%NaOH+3%KCl+重晶石， 密度為2.0 g/cm3

表4 高效潤滑劑SMJH-1性能評(píng)價(jià)（150 ℃×16 h）

由表4可以看出，在5%膨潤土基漿中加入2%SMJH-1，極壓潤滑系數(shù)降低率為92%；在密度為2.0 g/cm3鉆井液中加入2%SMJH-1，極壓潤滑系數(shù)降低率為24%，略優(yōu)于國外產(chǎn)品Lube 167。

3.3 鉆井液性能

最后優(yōu)選出的抗高溫強(qiáng)封堵鉆井液體系配方如下，其性能見表5。

（2%～4%）預(yù)水化膨潤土漿+（0.5%～1%）SMPFL-L+（4%～5%）SMP-1+（2%～5%）SML-4+（1%～3%）SMNA-1+（3%～5%）SMC+（1%～2%）SMJH-1+（0.1%～0.2%）高溫穩(wěn)定劑SP-80+（0.2%～0.3%）NaOH+（1%～2%）超細(xì)碳酸鈣+重晶石

表5 不同密度抗高溫強(qiáng)封堵防塌鉆井液老化200 ℃×16 h后的性能

從表5可發(fā)現(xiàn)，抗高溫強(qiáng)封堵鉆井液體系具有良好的抗溫能力，在密度為1.10～2.10 g/cm3范圍內(nèi)均能保持良好的鉆井液性能，抗溫達(dá)200 ℃，高溫高壓濾失量小于10 mL，具有良好的流變性和封堵能力。

3.4 抗鉆屑污染實(shí)驗(yàn)

鉆井時(shí)，如果固控設(shè)備效率低或其他原因使得有害固相不能及時(shí)被清除掉，將會(huì)使鉆井液流變性能變差，甚至?xí)?dǎo)致卡鉆，這就要求鉆井液具有一定的抗鉆屑污染能力。在密度為1.40 g/cm3的抗高溫強(qiáng)封堵防塌鉆井液中，加入不同含量的粒徑為2～4 mm的桑塔木組泥頁巖鉆屑，考察鉆屑對(duì)鉆井液性能的影響，結(jié)果見表6。

表6 抗高溫強(qiáng)封堵防塌鉆井液抗鉆屑污染實(shí)驗(yàn)

表6結(jié)果表明，隨著鉆屑的侵入，該鉆井液的塑性黏度和切力略微上升，高溫高壓濾失量和中壓濾失量幾乎不變，表明該鉆井液具有良好的抗鉆屑污染能力。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

順北1-1H井是中國石化西北油田分公司的一口超深重點(diǎn)井，該井斜深為8 240.39 m，垂深為7 591 m。該井三開井段鉆遇石炭系、泥盆系、志留系、奧陶系上部地層，存在裸眼段長，地層差異大，多套壓力體系，密度窗口窄，泥頁巖段易水化膨脹、產(chǎn)生剝落掉塊、垮塌，井壁穩(wěn)定壓力較大等難題。根據(jù)順北1-1H井的實(shí)際情況，鉆至井深6 200 m后，逐步轉(zhuǎn)換為抗高溫強(qiáng)封堵防塌鉆井液體系，利用主劑SMNA-1的強(qiáng)封堵防塌能力，強(qiáng)化井壁穩(wěn)定性（見表7）。

該體系在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用超過30 d，累計(jì)進(jìn)尺超過1 300 m，鉆井液的密度穩(wěn)定在1.28～1.29 g/cm3，漏斗黏度為53～57 s， 塑性黏度為20～24 mPa·s，動(dòng)切力為5～6 Pa， 靜切力在2/8～3/9 Pa之間，變化不大，高溫高壓濾失量由轉(zhuǎn)換前的14.8 mL 降至10 mL 以下，降低率在35 %以上。施工期間起下鉆順暢，井下正常，井徑規(guī)則，錄井砂樣識(shí)別性好，未出現(xiàn)任何復(fù)雜情況。由三開中途完鉆測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)得出，井身質(zhì)量優(yōu)，試驗(yàn)井段平均井徑擴(kuò)大率僅6.88%，取得了良好的應(yīng)用效果。

表7 抗高溫強(qiáng)封堵防塌鉆井液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用性能

5 結(jié)論

1.針對(duì)深部高溫復(fù)雜地層的鉆探需求，通過設(shè)計(jì)研發(fā)出一種抗溫達(dá)200 ℃，具有剛性結(jié)構(gòu)和高溫形變能力的封堵防塌處理劑SMNA-1，其形變溫度范圍為140～200 ℃。以SMNA-1為主劑，通過優(yōu)選抗高溫抗鹽降濾失劑SMPFL-L、抗高溫降濾失劑SML-4、高效潤滑劑SMJH-1等抗高溫處理劑，構(gòu)建出抗高溫強(qiáng)封堵鉆井液體系。

2.抗高溫強(qiáng)封堵鉆井液體系在新疆西北工區(qū)順北1-1H井三開井段現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，鉆井液有效封堵地層微裂縫，強(qiáng)化泥巖段井壁的穩(wěn)定性，試驗(yàn)井段平均井徑擴(kuò)大率僅6.88%，試驗(yàn)期間施工順利，起下鉆順暢，中完測(cè)井顯示井身質(zhì)量優(yōu)。

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Study and Application of a High Temperature Drilling Fluid with Strong Plugging Capacity

KONG Yong, YANG Xiaohua, XU Jiang, LIU Guichuan, ZHANG Guo, JIN Junbin, LI Xiong
(Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering,Beijing100101)

A high temperature borehole wall stabilizing agent SMNA-1 was developed to resolve problems encountered in high temperature deep well drilling. SMNA-1 functions at high temperature to above 200 ℃. It has a rigid molecular structure and is deformable at high temperature. SMNA-1 is able to enhance the strength of mud cake through its deformability and cohesion capacity. SMNA-1, through its hydrophobicity, also forms a sealing membrane on the surface of mud cake to bind free water and enhance the toughness and consistence of the mud cake, thereby reducing HTHP filter loss and enhancing the capacity of drilling fluid to plugging and stabilizing borehole wall. A high temperature polymer filter loss reducer, SMPFL-L, was synthesized with acrylamide, 2-acrylamide long carbon chain sulfonic acid and diene sulfonic acid through free radical polymerization. SMPFL-L has low widely distributed molecular weight. A saturated saltwater drilling fluid treated with 2%SMPFL-L had its HTHP filter loss reduced to 54 mL. The property of SMPFL-L remained stable at 210 ℃, and had good deflocculating ability. SML-4, a high temperature salt-resistant filter loss reducer, has been developed for use in high density muds weighted with weighting materials that will result in high solids content. SML-4 is able to alter the surface behavior, enhance the dispersity, and thin the hydration film of weighting material. A high density saltwater drilling fluid treated with 4% SML-4 had its API filter loss reduced from 164 mL to 5.8 mL, without increasing the viscosity of the drilling fluid. A drilling fluid of 2.0 g/cm3treated with 2% SMJH-1 had its extreme pressure friction coefficient reduced by 24%. A high temperature drilling fluid with strong plugging capacity has been developed with SMNA-1 as the main additive,SMPFL-L and SML-4 as filter loss reduces, SMJH-1 as high efficiency lubricant. This drilling fluid formulation was successfully used in drilling the third interval (1,300 m) of the well Shunbei-1-1H located in Xinjiang, and no downhole troubles were encountered. The average percent hole enlargement was only 6.88%, and good application results were achieved.

High temperature drilling fluid; Borehole collapse prevention; Plugging; Borehole stabilization; Filter loss reducer

TE254.3

A

1001-5620（2016）06-0017-06

2016-7-5；HGF=1606M4；編輯 馬倩蕓）

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.06.003

中石化科技攻關(guān)項(xiàng)目“順南深部復(fù)雜地層鉆井液技術(shù)研究”（P14114）、“環(huán)境響應(yīng)鋁基處理劑前瞻研究”（P15105）。

孔勇，1986年生，副研究員，博士，畢業(yè)于南開大學(xué)有機(jī)化學(xué)專業(yè)，現(xiàn)在從事鉆井液技術(shù)研究工作。電話 （010）84988595；E-mail：kyloner003@163.com。