姚如鋼（中國石油集團長城鉆探工程有限公司鉆井液公司，北京100101）

無毒環(huán)保型高性能水基鉆井液室內(nèi)研究

姚如鋼
（中國石油集團長城鉆探工程有限公司鉆井液公司，北京100101）

姚如鋼.無毒環(huán)保型高性能水基鉆井液室內(nèi)研究[J].鉆井液與完井液，2017， 34（3）：16-20.

YAO Rugang.Laboratory study of an environmentally friendly non-toxic high performance water base drilling fluid[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（3）：16-20.

由于油基鉆井液存在使用成本高、環(huán)保處理難度大等弊端，使用水基鉆井液替代油基鉆井液已成為大勢所趨。針對頁巖地層對鉆井液性能的要求，以無氯、無重金屬離子、無黑色材料等環(huán)保指標為基本原則，優(yōu)選了胺基聚醇和乳液大分子作為環(huán)保型高性能水基鉆井液的包被抑制主劑，配合甲酸鉀進一步提高體系的抑制性，并通過高效封堵劑提高體系對頁巖地層納微米孔縫的封堵能力，構建了無毒環(huán)保型高性能水基鉆井液體系。性能評價結果表明，該鉆井液在密度為1.22～2.18 g/cm3范圍內(nèi)均具有優(yōu)良的流變性及濾失造壁性能，該體系靜置24 h后上下密度差為0.03～0.06 g/cm3，沉降指數(shù)低于0.508，懸浮穩(wěn)定性好，觸變性高，鉆井液樣品API泥餅黏滯系數(shù)最低達到0.026 2，潤滑性能好，并兼具較強的抑制性和抗巖屑污染性能，5.0%及8.0%英國評價土或古巴VDW**井巖屑污染前后的塑性黏度、動切力、靜切力的變化率均控制在25%左右，能夠滿足不同壓力系統(tǒng)頁巖地層鉆井的需要。

無毒；環(huán)境保護；高性能；抑制性；頁巖地層

針對頁巖易膨脹、易破碎等特點，國內(nèi)外學者開展了大量頁巖氣鉆井井壁穩(wěn)定性及適合頁巖地層特點的鉆井液優(yōu)化等方面的研究[1-7]，以國外專業(yè)性鉆井液技術服務公司為代表，研發(fā)了一系列高性能鉆井液及配套工藝技術，如麥克巴的ULTRDRIL體系、雪佛龍的Desco?體系貝克休斯的LATIDRILLTM體系、哈里伯頓白勞德的HYDROGUADRTM體系、以及New-park 的EVOLUTIONTM體系等等[8-10]。目前，中國主要采用油基鉆井液鉆進頁巖等強水敏性地層，然而在國際原油價格持續(xù)低迷和環(huán)保法律法規(guī)日趨嚴苛的背景下，油基鉆井液高成本和含油廢棄物無害化處理難度大、費用高等弊端逐漸凸顯，用水基鉆井液代替油基鉆井液鉆探頁巖地層已成為新常態(tài)下非常規(guī)能源開發(fā)的又一突破點。為適應新形勢，筆者在調(diào)研國內(nèi)外高性能鉆井液技術現(xiàn)狀的基礎上，通過分析關鍵處理劑作用機理并進行優(yōu)選復配，研發(fā)了一套無毒環(huán)保型高性能水基鉆井液體系。

1 主劑在鉆井液中的作用機理

1.1 高效封堵劑

高效封堵劑GWHP FLEX Seal是一種核殼類乳液聚合物，具有良好的成膜效應，其分子鏈上含有大量陽離子化基團，能夠較好地對黏土顆粒晶層形成多點吸附，以保證其能在黏土表面形成較為牢固的封堵膜。針對威遠頁巖氣地層頁巖孔縫直徑主要分布在數(shù)十納米至十余微米之間的特征，通過調(diào)整合成工藝，控制高效封堵劑粒度中值約為5.8 μm，使其能更好地匹配頁巖地層孔縫。其成膜機理，如圖1所示。

1.2 胺基聚醇及甲酸鉀

胺基聚醇HPAG是由起始劑與EO、PO、BO等或其鹵代烷烴經(jīng)過一定條件形成共聚醚，并引入乙二胺等胺基陽離子單體對其還原胺化，經(jīng)鏈增長、陽離子化縮聚、多步加聚反應制得。由于胺基聚醇分子鏈中引入了胺類基團，因而賦予它更好的頁巖抑制性，它的防塌機理不同于普通的聚醚產(chǎn)品。同時，由于分子量較小，其分子鏈可穿透或嵌入黏土晶層，通過質(zhì)子化的胺基陽離子基團對黏土顆粒晶層形成強力的多點吸附，將相鄰黏土片層緊密束縛在一起，減少黏土層間距，從而起到抑制黏土水化膨脹、穩(wěn)定井壁的作用。此外，它還具有良好的防鉆頭泥包、潤滑性能，產(chǎn)品無毒易生物降解，有利于降低對環(huán)境的不利影響。含胺基聚醇的鉆井液在與地層接觸后，其胺基陽離子基團因吸附在黏土晶層上而不斷消耗， 伯胺/仲胺基團胺基陽離子化動態(tài)平衡被打破， 根據(jù)化學平衡移動原理， 更多伯胺/仲胺基團質(zhì)子化為胺基陽離子，以實時補充消耗的胺基陽離子，實現(xiàn)長效抑制作用。甲酸鉀則主要是通過提供K+壓縮黏土表面雙電層，從而抑制黏土水化膨脹，其作用機理與KCl類似，但其抑制性卻較KCl更強，且不含氯離子，對水體基本無污染，同時還能起到一定的加重作用。

圖1 高效封堵劑成膜機理分析

1.3 乳液大分子

乳液大分子GWAMAC是一種反相乳液包被抑制劑，分子量可高達1 200萬以上。乳液狀大分子較好地解決了高分子量與溶解速度之間的矛盾，低速攪拌下能在數(shù)十秒內(nèi)即完全溶解在水相當中，可迅速吸附在鉆屑等帶負電性的黏土顆粒表面，分子鏈卷曲并呈現(xiàn)絮凝的現(xiàn)象，從而使鉆井液中低密度固相容易被固控設備清除，同時也使其表現(xiàn)出顯著的抑制性和防塌效果。因此，現(xiàn)場配漿初期，該產(chǎn)品應在膨潤土漿得到充分護膠后再加入，以形成適當粗分散體系；而在鉆進過程中，則應根據(jù)鉆速和井眼大小少量多次補充，以維持鉆井液中適當?shù)拇蠓肿訚舛取?/p>

2 無毒環(huán)保型高性能水基鉆井液體系構建及性能評價

2.1 體系的構建

依托鉆井液公司已有技術積累，在技術、文獻調(diào)研的基礎上，以無氯、無重金屬離子、無黑色材料等環(huán)保指標為基本原則，優(yōu)選了胺基聚醇HPAG和乳液大分子GWAMAC作為環(huán)保型高性能水基鉆井液的包被抑制主劑，配合使用甲酸鉀提高體系的抑制性[10]，使用H-Stable提高體系的封堵防塌性能，使用XCD提高體系的黏度和切力， 用Green-Starch及PAC-LV降低體系的濾失量， 用MEES-LUB-601提高體系潤滑防卡性能，初步構建了一套保護環(huán)境型高性能水基鉆井液體系（GWHP HIB），其基本配方如下。其不同密度下的性能如表1所示。

（0～1.5%）膨潤土+（0.1%～0.12%）KOH+（0.3%～0.5%）K2CO3+（0.5%～1.0%）PAC-LV+（0.1%～0.4%）XCD+（1.0%～2.0%）Green-Starch+（1.0%～3.0%）H-Stable+（2.0%～4.0%）HPAG+（0.5%～1.5%）GWAMAC+（3.0%～5.0%）甲酸鉀+重晶石

表1 新體系流變性及濾失造壁性能評價

由表1可知，該體系在不同密度下均具有優(yōu)良的流變性及濾失造壁性能，觸變性高，高密度下的φ6讀數(shù)介于8～10之間，表明該鉆井液具有良好的攜巖能力；同時，高的低剪切速率黏度更有利于緩解對井壁的沖蝕，隨著胺基聚醇和乳液大分子在井壁形成穩(wěn)定的吸附膜，將進一步降低井壁失穩(wěn)的風險。而初步成本核算顯示，該鉆井液的單方成本大幅度低于現(xiàn)用同密度高性能水基鉆井液體系及油基鉆井液體系的成本，體現(xiàn)了良好的經(jīng)濟性。

2.2 抑制性

為考察該鉆井液配方的抑制性，進行了頁巖滾動回收率實驗，該實驗是模擬井下溫度及環(huán)空速率下進行的動態(tài)實驗，在相同條件下測定頁巖的16 h淡水回收率來比較各種分散性的強弱，回收率越高，說明該鉆井液配方抑制性越好。實驗過程中分別取古巴VDW**井井深1 990 m巖心（VDW-1）及四川威遠頁巖氣井W204H**井井深4 746～4 748 m油基巖屑30 g（粒徑為2.00～3.20 mm）在高性能鉆井液中，于120 ℃滾動16 h，用孔徑為0.45 mm的篩回收巖屑，分別測得回收率。在清水、 常規(guī)KCl體系和高性能水基鉆井液中， 威遠W204H**井龍馬溪上部地層巖屑回收率分別為24.13%、 33.70%和55.87%， 古巴VDW**井巖屑回收率分別為53.23%、 87.37%和97.13%。結果表明，新研發(fā)的高性能水基鉆井液具有良好的抑制性，比現(xiàn)用常規(guī)KCl體系的抑制性具有更明顯的優(yōu)勢。

2.3 抗低密度固相污染性能

分別用5.0%和8.0%英國評價土、VDW-1巖心粉（粒徑為0.154 mm）及哈里伯頓標準巖屑粉REV.DUST污染1#鉆井液樣品并充分攪拌均勻，在50 ℃左右測定其120 ℃老化16 h前后的流變性及濾失造壁性能，實驗結果見表2。

表2 新體系抗低密度固相污染性能評價

由表2可知，新體系在被不同濃度及不同類型的低密度固相污染后，仍具有較低的黏度和切力，同時終切力/初切力介于1.2～2，可見該體系觸變性高，有利于防止鉆井液在井筒中長時間停止循環(huán)后，因其形成的較強凝膠結構而在開泵瞬間產(chǎn)生過大的激動壓力，造成井漏、憋泵等復雜情況；5.0%和8.0%英國評價土及VDW-1巖心粉污染后的鉆井液塑性黏度、動切力、靜切力相較于污染前的變化率均控制在25%以內(nèi)，可見其流變性十分穩(wěn)定，污染后的高溫高壓濾失量亦能維持在低于15 mL的范圍，泥餅薄，且柔韌性良好，可見其亦具有良好的濾失造壁性能。

分別用5.0%和8.0%鉆井用膨潤土干粉污染GWHP HIB，并與E體系進行對比，結果見表3。從表3可知，與E體系相比，GWHP HIB體系在5%及8%膨潤土干粉污染后的塑性黏度相對略低，濾失造壁性能相當?？梢?，其抑制性略優(yōu)于對比體系。

表3 新體系抗膨潤土干粉污染性能及對比

2.4 懸浮穩(wěn)定性

將1#、2#、4#及5#樣品在120 ℃老化16 h并充分攪拌后靜置24 h，測量上、 下部分樣品的密度，并計算沉降指數(shù)，結果見表4。

表4 新體系懸浮穩(wěn)定性

由表4可以看出，該鉆井液靜置24 h后上下密度差為0.03～0.06 g/cm3，沉降指數(shù)低于0.508，可見其具有良好的懸浮穩(wěn)定性，能完全滿足鉆井液在現(xiàn)場對沉降穩(wěn)定性的要求。

2.5 潤滑性

針對頁巖地層水平井對高潤滑性能的要求，利用數(shù)顯黏滯系數(shù)測定儀在室溫下評價了新體系API濾餅的潤滑性能。測得3#、4#及5#樣品API泥餅黏滯系數(shù)分別為0.052 4、0.026 2和0.034 9，此外，密度為1.22 g/cm3的極壓潤滑性測試結果顯示，GWHP HIB 體系的極壓潤滑系數(shù)僅為0.06，可見其潤滑性良好。

3 高效封堵劑降濾失作用

針對頁巖地層納微米孔縫的有效封堵問題，在5#樣品中加入高效封堵劑GWHP FLEX Seal后，以改善體系對該類地層的封堵能力，實驗結果見表5。由表5可知，體系黏度下降，而切力基本維持穩(wěn)定，120 ℃高溫高壓濾失量降低至3.6 mL，而130 ℃高溫高壓濾失量降低至4.4 mL，濾餅厚度降低至2.5 mm左右，且對折不斷不裂，韌性顯著提高，可見該產(chǎn)品不僅具有良好的濾失造壁性能，同時兼具良好的流型調(diào)節(jié)作用。

表5 高效封堵劑降濾失作用評價

該研究過程中使用鉆井液封堵性能評價儀（PPA）及FANN的砂盤（平均孔徑為3 μm，氣測）在壓差為7.1 MPa、溫度為120 ℃下，模擬評價鉆井液在低孔、低滲地層中的濾失控制能力。從圖2所示評價實驗結果可知，GWHP HIB體系（含3%GWHP FLEX Seal）在瞬間濾失后即對砂盤形成了有效封堵，濾失速率迅速下降到一較低的平衡值；而對比高性能體系盡管初始濾失量較低，但其濾失速率下降速度緩慢，實驗結束時的濾失速率約為GWHP HIB體系的3.4倍，說明其未能對砂盤形成有效封堵，顯然，這種情形對維護地層的穩(wěn)定性是不利的。由此可見，GWHP HIB體系對低孔、 低滲地層的封堵能力較優(yōu)，能緩解鉆井液濾液向低孔、低滲地層的侵入程度。

圖2 鉆井液砂盤封堵性能對比評價

4 結論與認識

1.針對頁巖地層對鉆井液性能的要求，優(yōu)選了胺基聚醇HPAG和乳液大分子GWAMAC作為環(huán)保型高性能水基鉆井液的包被抑制主劑，配合使用甲酸鉀提高體系的抑制性，H-stable提高體系的封堵防塌性能，以及XCD提高體系的黏度和切力，Green-Starch及PAC-LV降低體系的濾失量，初步構建了一套無毒環(huán)保型高性能水基鉆井液體系，高效封堵劑GWHP FLEX Seal的加入可進一步提高體系的濾失造壁性能。

2.評價結果表明，該新體系在不同密度下均具有優(yōu)良的流變性及濾失造壁性能，懸浮穩(wěn)定性好，觸變性高，潤滑性能優(yōu)良，并兼具較強的抑制性和抗巖屑污染性能，能夠滿足不同壓力系統(tǒng)頁巖地層鉆井的需要。

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Laboratory Study of an Environmentally Friendly Non-toxic High Performance Water Base Drilling Fluid

YAO Rugang
(The Drilling Fluid Branch of the CNPC Greatwall Drilling Company, Beijing 100101)

Oil base drilling fluids, because of its high operation cost and pollution to the environment, are more and more replaced by water base drilling fluids. Based on the requirements for the performance of drilling fluids imposed by shale drilling, drilling fluid additives have been optimized to formulate an environmentally friendly non-toxic high performance water base drilling fluid. In selecting the additives, the environmental rules of “chloride-free, heavy metal ion-free and no black material” were followed. Amine based polyalcohol and polymers synthesized through emulsion polymerization were selected as the main shale encapsulators, whose inhibitive capacity was enhanced with potassium formate. A highly effective plugging agent was selected to improve the ability of the drilling fluid to plug the nanometer and millimeter micro-fractures. Laboratory evaluation indicated that in a density range of 1.22-2.18 g/cm3, the drilling fluid had excellent rheology and filtration property. After standing for 24 hours, the density difference between the top and the bottom of the mud sample was 0.03-0.06 g/cm3, and the settling index was less than 0.508, indicating good suspending stability and high thixotropy. The friction coefficient of the mud cakes formed by the sample drilling fluid on an API filter press was as low as 0.0262, meaning that the drilling fluid had very good lubricity. Laboratory experiments also showed that this drilling fluid had strong inhibitive capacity and tolerance to drilled cutting contamination. After contamination with 5.0% and 8.0% British evaluation clay or drilled cuttings from the well VDW** (Cuba), changes in PV, YP and gel strengths of the drilling fluid were controlled within about 25%. The evaluation results also proved that this drilling fluid satisfied the needs for drilling shales of varied formation pressures.

Non-toxic; Environment protection; High performance; Inhibitive capacity; Shale formation

TE254.3

A

1001-5620（2017）03-0016-05

2017-3-1；HGF=1703M3；編輯 馬倩蕓）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.03.003

中國石油集團長城鉆探工程有限公司博士后基金項目“威遠龍馬溪地層水基鉆井液高效封堵劑開發(fā)及體系研究”（2015B01）。

姚如鋼，博士后，現(xiàn)主要從事頁巖氣井水基鉆井液技術及井壁穩(wěn)定方面的研究工作。電話（010）84379320；E-mail：yaorg.gwdc@cnpc.com.cn。