高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系的室內(nèi)研究

蔣官澄，任妍君，鄭杜建，安玉秀

（1.中國石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京102249；2.中國石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京102249；3.中國石化石油工程技術(shù)研究院德州大陸架石油工程技術(shù)有限公司，山東 德州253005）

對比水基鉆井液，油基鉆井液具有抗高溫、抗鹽鈣侵、有利于井壁穩(wěn)定、潤滑性好及對油氣層損害程度較小等優(yōu)點(diǎn)，目前已成為鉆高溫深井、水平井、大斜度定向井和各種復(fù)雜地層的重要手段，并且還廣泛用做解卡液、射孔完井液和修井液等［1］。但是，油基鉆井液比水基鉆井液成本高的多，且會(huì)對生態(tài)環(huán)境產(chǎn)生嚴(yán)重影響，從而大大限制了油基鉆井液的推廣應(yīng)用［2］。降低逆乳化鉆井液的油水比，是有效減少油基鉆井液的成本、毒性及鉆屑含油量有重要途徑。從20世紀(jì)80年代開始，國外研究者致力于高內(nèi)相逆乳化鉆井液（油水比低至50∶50～20∶80）的研究［3］。Daynes等［4］采用多種乳化劑協(xié)作并增加乳化劑的加量研制成油水比50∶50的逆乳化鉆井液。Ezzat等［5］采用一種高分子表面活性劑并選用溴化鋅鹽水做水相研制成油水比50∶50～40∶60的逆乳化鉆井液。Nicora等［6］研究制成油水比50∶50～40∶60的逆乳化鉆井液，并將固相加量減少了55%。Mark Luyster等［3］采用自制新型乳化劑研制成油水比50∶50～20∶80的逆乳化鉆井液，但體系的穩(wěn)定性欠佳。在國內(nèi)，油水比50∶50～20∶80的逆乳化鉆井液體系尚未見報(bào)道。筆者從優(yōu)選新型乳化劑入手，構(gòu)建了高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系，為實(shí)現(xiàn)油基鉆井液的低油、低毒、低成本以及低固相或無固相提供理論基礎(chǔ)和技術(shù)支持。

1 高內(nèi)相逆乳化體系乳化劑的優(yōu)選

逆乳化鉆井液（油包水乳化鉆井液）以油相作為連續(xù)相，水相作為分散相，通過油溶性乳化劑來強(qiáng)化乳化穩(wěn)定性。當(dāng)前，逆乳化鉆井液的油水體積比通常為80∶20～90∶10。分散水相比例的增加，會(huì)破壞體系的乳化穩(wěn)定性，以及導(dǎo)致體系黏度（尤其是塑性黏度）、濾失量的增加，從而導(dǎo)致整個(gè)鉆井液體系的性能失控。聚氧乙烯脂肪胺是一類非離子型兩親性物質(zhì)，分子中沒有可水解的官能團(tuán)，疏水端是C8～C18的碳鏈，親水端是乙氧基化的胺基。本文首先考察了17種聚氧乙烯脂肪胺的結(jié)構(gòu)與乳化能力的關(guān)系，在此基礎(chǔ)上優(yōu)選出最佳乳化劑并成功制備了油水比為50∶50，密度范圍為1.1～1.85g／cm3的高內(nèi)相逆乳化鉆井液。

具體方法為：采用5＃白油、30%鈣鹽水、3.6%聚氧乙烯脂肪胺類乳化劑、1%HFGEL-120型有機(jī)土、0.5%石灰，油水比為50∶50，制備油包水乳狀液。采用Fann23C電穩(wěn)定測試儀測試乳狀液的破乳電壓，破乳電壓越高表明乳狀液越穩(wěn)定；靜置7d，觀察乳狀液的分層情況，上部清液的體積越小，表明乳狀液越穩(wěn)定。

采用Griffin提出的質(zhì)量分?jǐn)?shù)法以及重量分?jǐn)?shù)加和法，分別計(jì)算聚氧乙烯基非離子表面活性劑以及混合表面活性劑的HLB值［7-8］，計(jì)算公式如式（1）、式（2）所示。對于已知結(jié)構(gòu)的表面活性劑的研究和應(yīng)用來說，采用有關(guān)公式計(jì)算HLB值十分方便，精度一般可以滿足生產(chǎn)和應(yīng)用的需要［9］。

其中：HLBi—表面活性劑i的親水親油平衡值；MH—親水基團(tuán)的相對分子質(zhì)量；ML—親油基團(tuán)的相對分子質(zhì)量表面活性劑混合物的親水親油平衡值；Ri—表面活性劑i的質(zhì)量分?jǐn)?shù)。

17種聚氧乙烯脂肪胺的分子結(jié)構(gòu)與乳化能力的關(guān)系，如表1所示。聚氧乙烯脂肪胺類乳化劑的乳化穩(wěn)定性隨著疏水端鏈長度與分布、親水親油平衡值（HLB值）的不同而不同。（1）對于具備相同疏水端的聚氧乙烯脂肪胺而言時(shí)（如編號(hào)4與13所示或編號(hào)2、5與9所示），HLB值隨乙氧烯聚合度的增加而增加，HLB值在5～6之間更利于油包水乳狀液的穩(wěn)定。（2）對于具備相近HLB值（HLB值＝5～6）的聚氧乙烯脂肪胺（如編號(hào)1、2、3、4所示），疏水端鏈越長越有利于油包水乳狀液的穩(wěn)定；疏水端呈多鏈分布比疏水端呈單一鏈分布更有利于油包水乳狀液的穩(wěn)定，但是，要保證多鏈分布中C18鏈的比例較C8-16鏈的比例更具優(yōu)勢。

表1 聚氧乙烯脂肪胺類乳化劑分子結(jié)構(gòu)與乳化穩(wěn)定性能的關(guān)系（25℃）

2 高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系的配制及性能評價(jià)

選擇表1中編號(hào)1對應(yīng)的聚氧乙烯脂肪胺作為高內(nèi)相逆乳化鉆井液的核心乳化劑?；鶟{配方：5＃白油＋30%鈣鹽水＋HFGEL-120型有機(jī)土（w＝1%）＋石灰（w＝0.5%）＋聚氧乙烯脂肪胺-1＋自制酰胺類穩(wěn)定劑，油水比50∶50，重晶石加重，設(shè)計(jì)鉆井液密度為1.2～1.85g／cm3。分別在120～160℃熱滾老化16h，測定體系的流變性（測試溫度為50℃）、濾失性、破乳電壓。通過改變?nèi)榛瘎┘恿俊⑻砑臃€(wěn)定劑進(jìn)行復(fù)配，以及優(yōu)化高內(nèi)相逆乳化鉆井液的基本性能，由此確立高內(nèi)相逆乳化鉆井液的配方。

2.1 高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系的構(gòu)建

2.1.1 乳化劑加量的影響

乳化劑的加量與乳狀液的穩(wěn)定性、黏度密切相關(guān)。保持體系基本配方不變，改變?nèi)榛瘎┑募恿?，常溫下測試乳化穩(wěn)定性、流變性和濾失性，結(jié)果見表2。由表2可知：對于密度1.35g／cm3的體系，乳化劑加量越高，高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系的穩(wěn)定性越好，動(dòng)切力也得到改善，但不能改善體系的抗高溫乳化性，120℃高溫老化后，體系的破乳電壓大幅度降低，且高溫高壓濾失性較差；同時(shí)，120℃老化后，1.20～1.65g／cm3密度范圍內(nèi)體系的流變性得到改善，塑性黏度稍微降低，動(dòng)切力升高，流變性質(zhì)整體得到改善；但是乳化劑加量增大后，高溫老化對塑性黏度的改善效果消失。

表2 乳化劑用量對高內(nèi)相逆乳化鉆井液性能的影響

2.1.2 自制酰胺類穩(wěn)定劑的影響

在w（乳化劑）＝3.6%，w（穩(wěn)定劑）＝1%條件下，考察自制酰胺類穩(wěn)定劑對高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系基本性能的影響，結(jié)果見表3。由表3可見：酰胺類穩(wěn)定劑的加入明顯改善了體系的抗溫穩(wěn)定性和濾失性。在1.20～1.85g／cm3內(nèi)，添加穩(wěn)定劑的體系，經(jīng)120℃高溫老化后，其乳化穩(wěn)定性、高溫高壓濾失性優(yōu)異，破乳電壓仍能維持在469～689V，濾失量小于6mL，濾餅薄韌、致密、光滑；160℃高溫老化后，體系的破乳電壓有所降低，但高溫高壓濾失性卻保持優(yōu)異，濾失量小于10mL，濾餅薄韌、致密、光滑（如圖1所示）。同時(shí)，從表3可以看出：酰胺類降濾失劑的加入對塑性黏度影響較小，而較明顯地提高了動(dòng)切力；高溫老化后，體系表觀黏度、塑性黏度、動(dòng)切力都出現(xiàn)降低，但都在工程應(yīng)用要求范圍內(nèi)。

表3 制酰胺類穩(wěn)定劑對高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系基本性能的影響

一般認(rèn)為，水相、固相的增加會(huì)會(huì)導(dǎo)致穩(wěn)定性和濾失性變差，但是本文研制的油水比50∶50的鉆井液體系的穩(wěn)定性和濾失性仍屬良好，且乳化穩(wěn)定性、密度范圍遠(yuǎn)高于 Mark Luyster（2011）［3］所研究的同類型鉆井液體系（油水體積比1∶1，密度1.2g／cm3，破乳電壓范圍為200～300V）。

2.2 高內(nèi)相油包水乳化鉆井液體系應(yīng)用性能評價(jià)

高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系的配方：5＃白油＋25%CaCl2溶液＋聚氧乙烯脂肪胺-1（w＝3.6%）＋自制酰胺型穩(wěn)定劑（w＝1%）＋HFGEL-120型有機(jī)土（w＝1%）＋石灰（w＝0.5%），油水體積比為50∶50，重晶石加重到密度為1.35g／cm3。利用上述配方，配制高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系，測定該體系的抗污染性、抑制性、儲(chǔ)層保護(hù)性能，以進(jìn)一步評價(jià)該鉆井液體系在鉆井方面的應(yīng)用性能。

圖1 高溫高壓濾餅a、b、c分別是表3中密度1.35、1.65、1.85的體系經(jīng)120℃、3.5MPa高溫高壓濾失的濾餅；d是表3中密度1.65的體系經(jīng)150℃、3.5MPa高溫高壓濾失的濾餅；e是表2中密度1.65的體系經(jīng)經(jīng)120℃、3.5MPa高溫高壓濾失的濾餅。

表4 高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系的抗污染性能

表5 高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系的熱滾回收率（120℃，16h）

表6 高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系的滲透率恢復(fù)值（60℃，3.0MPa）

2.2.1 抗污染性

高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系的抗污染性能見表4。由表4可見：往高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系中加入15%（M／V）鉆屑、10%（M／V）硫酸鈣、10%（V／V）的20%氯化鈉鹽水，120℃熱滾16h后，體系基本性能未發(fā)生明顯變化，說明該高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系的抗污染性能良好。

由表5可知：高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系可較好地抑制頁巖的脫落分散，120°C滾動(dòng)16h，熱滾回收率達(dá)到90.04%，與含較多處理劑的對比鉆井液體系的抑制性相當(dāng)。

2.2.2 儲(chǔ)層保護(hù)性

高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系的滲透率恢復(fù)值見表6。由表6可知：該高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系的滲透率恢復(fù)值高，達(dá)87.91%以上，說明該體系儲(chǔ)層保護(hù)性能良好。

2.2.3 抑制性

高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系的熱滾回收率見表5。

3 結(jié) 論

a.研制出高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系，配方為5＃白油＋25%CaCl2溶液＋聚氧乙烯脂肪胺型乳化劑（w＝3.6%）＋自制酰胺型穩(wěn)定劑（w＝1%）＋有機(jī)土（w＝1%）＋石灰（w＝0.5%），油水體積比為50∶50，重晶石加重到密度為1.1～1.85g／cm3。

b.所研制的高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系性能良好，抗溫性達(dá)160℃，高溫高壓濾失量≤10mL，流變性與傳統(tǒng)逆乳化鉆井液相當(dāng)，破乳電壓達(dá)400～900V。同時(shí)具有良好的抗污染、抑制性、儲(chǔ)層保護(hù)性能。

c.所研制的高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系具有較低油水比的特點(diǎn)，有利于實(shí)現(xiàn)低油、低毒、低固相、較低成本，從而在環(huán)境保護(hù)、節(jié)約成本以及油氣層保護(hù)方面具有明顯優(yōu)勢。

d.由于增加鹽水相的含量，可以提高鉆井液的密度，相應(yīng)地可減少固相加量，從而有利于降低油氣層損害［3-4］。所以，所研制的高內(nèi)相逆乳化鉆井液體系，可進(jìn)一步推廣應(yīng)用，如研制無固相儲(chǔ)層保護(hù)油基鉆井液。

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