无土相高密度饱和盐水钻井液用降滤失剂的研究

田惠， 王野， 赵雷， 刘德庆， 李义强， 杨冀平

（1.渤海钻探工程技术研究院，河北任丘062552；2.渤海钻探工程有限公司科技开发处，天津300452；3.渤海钻探库尔勒分公司，新疆库尔勒841000）

随着勘探开发向深部地层发展，钻遇的复杂地层越来越多，中国石油集团渤海钻探工程有限公司目前所服务的塔里木油田以及伊朗、伊拉克南部油田，深部地层中均存在巨厚石膏层、盐膏层和高压盐水层。在该地层钻进时，易造成溶、塌、缩、卡、喷、漏等井下复杂情况。高密度饱和盐水钻井液由于具有较强的抗石膏和抗盐污染能力、良好的流变性和高温稳定性，被广泛应用于该层位的钻进[1]。但现用高密度饱和盐水钻井液存在以下问题。①膨润土作为黏度和滤失控制的基本功能材料，其亚微米颗粒对于常规钻井液来说能够起到很好的作用，而对于高密度饱和盐水钻井液来说，饱和盐水的存在大大降低了膨润土的作用，使其失去了本来应有的作用，而且土相的亚微米颗粒也会导致黏度的失控，堵塞、污染油气储层，起到负面作用[2]，因此无土相高密度饱和盐水钻井液是解决该问题的较好选择。②目前国内高密度饱和盐水钻井液体系普遍使用聚磺体系和磺化体系[3]，但实践中存在的技术问题主要有：许多处理剂需要在土相存在的情况下才能发挥较好作用；流变性未实现优控，体系动切力和静切力偏高，普遍呈现强凝胶状态；未能很好地解决井壁稳定问题。为了解决上述问题，迫切需要研制一种无土相高密度饱和盐水钻井液体系，而兼顾高温稳定性强、滤失造壁性好、对固相悬浮效果好和可优控流变性的降滤失剂又是该体系的重中之重。研制出一种无土相高密度饱和盐水钻井液用降滤失剂BH-HSF，并对其性能进行了综合评价。

1 实验部分

1.1 主要药剂及仪器

淀粉、丙烯酰胺（AM）、2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸（AMPS）、N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）、衣康酸（IA）、有机硅单体均为工业级；氯化钠、氯化钾、氯化钙、氯化镁、氢氧化钠、四氢呋喃、无水乙醇均为分析纯；实验用水为去离子水；重晶石（ρ=4.2 g/cm3，D=0.076 mm）；铁矿粉（ρ=4.8 g/cm3，D=0.053 mm）；抗高温降滤失剂Driscal D、页岩抑制剂Soltex；低黏聚阴离子纤维素PAC-LV。

主要仪器：ZNN-D6型六速旋转黏度计、SD-6型中压滤失仪，青岛海通达专用仪器有限公司；5轴高温滚子加热炉，美国OFI公司；高温高压滤失仪，美国Baroid公司。

1.2 实验方法

1.2.1 降滤失剂BH-HSF的制备

1）预胶化淀粉的制备。将一定量的水、淀粉、氢氧化钠加入到反应釜中，搅拌并升温至一定温度后，保温1 h，制备预胶化淀粉。

2）改性淀粉的制备。继续向含有预胶化淀粉混合溶液的反应釜中加入AMPS和IA，通氮搅拌下升至一定温度，加入引发剂，继续保温2～4 h，得到含有合成改性淀粉的混合溶液。

3）合成聚合物的制备。将一定量的水、四氢呋喃、AM和NVP加入另一反应釜中，经搅拌溶解后加入有机硅单体，通氮搅拌下升至一定温度，加入引发剂，继续保温6～8 h，得到含有合成聚合物的混合溶液。

4）BH-HSF的制备。将含有合成改性淀粉和合成聚合物的两种混合溶液以一定的质量比混合并搅拌1 h，再用无水乙醇沉淀、洗涤、干燥、粉碎，即得降滤失剂BH-HSF。

1.2.2 无土相高密度饱和盐水钻井液的配制

将降滤失剂加入350 mL饱和盐水中，高速搅拌20 min，其间至少停两次，以刮下容器壁上的黏附物；再加入903 g重晶石和70 g铁矿粉，高速搅拌20 min，其间至少停2次，以刮下容器壁上的黏附物，在室温下密闭养护24 h，即得无土相高密度饱和盐水钻井液。

1.2.3 流变性及滤失性测试

参照中国石油天然气行业标准SY/T 5241—91《水基钻井液降滤失剂评价程序》，用ZNN-D6型旋转黏度计和SD-6型钻井液中压滤失仪分别测定实验浆老化前后的流变性能和滤失性能。

1.2.4 抗温性评价

将实验浆转入老化罐并置于滚子炉中，分别在120 ℃、150 ℃和180 ℃下滚动16 h，冷却后高速搅拌5 min，测定流变性能和滤失性能。

2 结果与讨论

2.1 降滤失剂BH-HSF的分子结构设计

改性淀粉能降低饱和盐水钻井液的滤失量，且分子间的连接力很强，可吸附多个颗粒形成空间网架结构[4]。控制聚合物分子大小在胶体颗粒的范围内，并引入合适比例的矿化基团和水化基团，可使聚合物在钻井液中形成空间网架结构，并可在泥饼表面形成较好的水化膜，降低滤失量[5]。结合两者的优点，将两者在液体状态下搅拌混合，即可形成互穿聚合物网络[6-7]（见图1）。该互穿聚合物网络是两种网状结构在液体状态下相互缠结而形成的一个整体，不易解脱，这是固态物质混合后所不能达到的效果。该结构不仅能悬浮大量加重材料，而且其上的官能团比例合适，使产品耐温耐盐能力强，符合无土相高密度饱和盐水钻井液的应用要求。

图1 改性淀粉与聚合物形成互穿聚合物网络

基于以上原理，BH-HSF的分子结构设计原则有如下几点：①淀粉分子中含有大量的醇羟基，通过改性引入强吸水性的亲水基团后，可使它成为良好的降滤失剂；②由有机硅单体合成的聚合物，侧链含有的Si— OH键易与加重材料上的Si— OH键缩聚成Si— O— Si键，形成牢固的化学吸附层，形成布满整个体系的网状结构[8]；③侧链上引入、— COO-水化基团，通过水化作用使加重材料表面的水化膜变厚，从而阻止加重材料颗粒之间因碰撞而聚结成大颗粒，提高了重晶石颗粒的聚结稳定性，保证了钻井液中含有足够的细颗粒，以形成致密的滤饼，减小滤失量。

2.2 改性淀粉与聚合物配比对BH-HSF性能的影响

将改性淀粉与聚合物按不同质量比制成的降滤失剂BH-HSF分别以4%的加量配制成无土相高密度饱和盐水钻井液，测定150 ℃老化16 h前后的流变性能及滤失性能，并静置16 h后观察硬沉情况，实验结果见表1。由表1知，加入BH-HSF后，无土相高密度饱和盐水钻井液在150 ℃老化16 h前后的API滤失量均小于3.0 mL，说明BH-HSF的降滤失效果明显；老化前后，体系的黏度、切力及API滤失量变化量均较小，静置后也未出现硬沉现象，说明BH-HSF在150 ℃的热稳定性强，且对加重材料的悬浮能力强，这也从侧面证明了BH-HSF在钻井液中可形成“互穿聚合物网络”猜想的正确性；加入BH-HSF后，钻井液体系的黏度、切力随着改性淀粉和聚合物质量比的变化而变化，随着改性淀粉质量比的增加，钻井液体系的动切力和静切力逐渐减小，体系由强凝胶状态逐渐转化为弱凝胶状态。特别是当改性淀粉与聚合物质量比为7∶3时，钻井液体系的黏度、动切力、静切力均达到较理想的范围，呈弱凝胶状态，流变性实现优化，可克服当前所用体系呈强凝胶状态、流变性优控不能解决的问题。因此，选定改性淀粉与聚合物的质量比为 7∶3。

表1 改性淀粉和聚合物质量比对钻井液性能的影响

2.3 BH-HSF加量对钻井液的性能影响

改变BH-HSF的加量，考察其对钻井液体系性能的影响，结果见表2。

表2 BH-HSF加量对钻井液性能的影响

由表2可知，随着BH-HSF加量的增大，钻井液体系的黏度、切力上升，API滤失量减小，当BH-HSF加量为2%～3%时，钻井液体系的API滤失量在3～4 mL，相对偏大；而当BH-HSF加量为5%时，虽然API滤失量下降较多，但体系的黏度、切力增加幅度较大，特别是动切力和静切力较大，体系呈强凝胶状态，不利于现场应用。所以综合分析，推荐BH-HSF的加量为4%。

2.4 BH-HSF抗温性能

将加有4%BH-HSF的无土相高密度饱和盐水钻井液分别在不同温度老化16 h，冷却后高速搅拌5 min，测定流变性能和滤失性能，结果见表3。由表3可知，加入BH-HSF的钻井液，在120 ℃和150 ℃老化16 h后，体系的黏度、切力及API滤失量变化不大，说明BH-HSF在该温度下热稳定性强，但当温度升高至180℃后，体系的黏度、切力明显下降，API滤失量增加，说明在该温度下有部分分子链断裂，对钻井液的作用效能被破坏甚至部分失效，所以BH-HSF的抗温为150 ℃。

表3 降滤失剂BH-HSF的抗温能力

2.5 与同类产品性能对比

HT-Starch是伊朗N.I.S.O.C.公司现用无土相高密度饱和盐水钻井液降滤失剂。由于性能要求比较苛刻，目前国内外还未有替代产品。将BH-HSF和HT-Starch分别按照伊朗N.I.S.O.C.公司的测试程序进行评价，结果见表4。由表4可知，加入BH-HSF的钻井液在150 ℃老化4 h、150 ℃老化4 h再静置养护3 h及受地层水污染后，体系的黏度、切力及API滤失量均未发生较大变化，且无硬沉产生，说明BH-HSF在150℃时热稳定性强，且抗盐污染能力和对加重材料悬浮能力强；而加入HTStarch的钻井液经150 ℃老化后，体系的黏度、切力的变化幅度大于加入BH-HSF的钻井液，特别是有硬沉产生，说明HT-Starcn高温稳定性、抗盐污染能力及对加重材料的悬浮能力不如BH-HSF；加入地层水后，钻井液基液体积约402.5 mL，按上表数据计算，BH-HSF抗Ca、Mg达4000 mg/L，满足石膏层、盐膏层和高压盐水层的抗盐要求。

表4 加入地层水前后不同降滤失剂在钻井液中的性能

2.6 与其他钻井液处理剂的配伍性

中国石油长城钻探工程有限公司在伊朗某油田采用无土相淀粉聚合物饱和盐水钻井液，改善了钻井液的流变性，减缓了地层钙离子对钻井液性能的影响，取得了较好的经济效益[9]。该体系的配方为：400 mL水+0.2%NaOH+25%NaCl+5%改性淀粉+0.5%泥页岩抑制剂K-inhib+0.4%流型调节剂PAC-LV+1.5%抗高温降滤失剂SPF-2+500 g重晶石+300 g 铁矿粉。

该配方中，以改性淀粉和抗高温降滤失剂SPF-2作为复合降滤失剂。参照该配方，以4%BH-HSF替代4%改性淀粉。由于室内缺少抗高温降滤失剂SPF-2和泥页岩抑制剂K-inhib，分别用同类产品Driscal D、Soltex替代。考虑到Driscal D的增黏效应，将其用量由1.5%调整为0.5%。对所形成的无土相高密度饱和盐水钻井液性能进行评价，并与原文献中的数据对比，其结果见表5。由表5可知，以BH-HSF为主降滤失剂的无土相高密度饱和盐水钻井液，在150 ℃老化16 h前后，体系的黏度、切力及API滤失量均未出现较大变化，且静置后无硬沉产生，说明BH-HSF与其他钻井液处理的配伍性与协同作用良好；与长城钻探的配方相比，加入BH-HSF的钻井液黏度、API滤失量略偏高，但动切力和静切力偏低，体系呈弱凝胶状态，可克服强凝胶状态流变性优控不能解决的缺点，更适用于现场应用。

表5 BH-HSF与其他钻井液处理剂的配伍性

3 结论

1. 研制出无土相高密度饱和盐水钻井液用降滤失剂BH-HSF，该降滤失剂抗温可达150 ℃，抗Ca、Mg可达4000 mg/L，API滤失量低于4.0 mL，对加重材料的悬浮能力强，静置无硬沉，并可优化体系流变性，克服现用钻井液流变性优控不能解决的缺点。

2. 与伊朗N.I.S.O.C.公司现用国际先进的无土相高密度饱和盐水钻井液降滤失剂HT-Starch相比，BH-HSF热稳定性、抗盐污染能力和对加重材料悬浮能力均较强，符合伊朗N.I.S.O.C.公司使用要求，达到国际领先。

3. BH-HSF在无土相高密度饱和盐水钻井液体系中与其他处理剂配伍性良好，协同作用良好。