新型高溫高密度鹽水鉆井液研究

胡文軍， 羅平亞，白楊， 林凌（.中海油田服務(wù)股份有限公司油田化學事業(yè)部，廣東湛江 54057；.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室·西南石油大學，成都60500；.西南石油大學化學化工學院，成都60500）

新型高溫高密度鹽水鉆井液研究

胡文軍1， 羅平亞2*，白楊2， 林凌3
（1.中海油田服務(wù)股份有限公司油田化學事業(yè)部，廣東湛江 524057；2.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點實驗室·西南石油大學，成都610500；3.西南石油大學化學化工學院，成都610500）

胡文軍，羅平亞，白楊，等.新型高溫高密度鹽水鉆井液研究[J].鉆井液與完井液，2017，34（3）：1-10.

HU Wenjun, LUO Pingya, BAI Yang, et al. Study on a new high temperature high density saltwater drilling fluid[J].Drilling Fluid & Completion Fluid， 2017， 34（3）： 1-10.

針對中國高溫高密度鹽水鉆井液普遍存在的“使用處理劑種類過多，加量過大，鉆井液老化后HTHP造壁性和流變性難以控制，配制成本和維護成本居高不下”的難題，分析長期攻關(guān)而至今沒能很好解決的原因，在此基礎(chǔ)上提出了“以利用鉆井液中處理劑高溫交聯(lián)作用為基礎(chǔ)，結(jié)合使用優(yōu)化重晶石級配以解決高密度鉆井液黏度高、HTHP失水量大、且性能很難調(diào)控的難題，綜合形成了高溫高密度鹽水鉆井液研究”新的技術(shù)路線，并由此研發(fā)出性能好（HTHP失水量低，流變性良好……）而處理劑種類少（共4種）、總用量大幅度降低（僅為現(xiàn)用量的1/2～1/3）的高溫高密度鹽水鉆井液體系，而且具有高溫條件下使用性能越來越好，性能維護方便的潛力和趨勢，為有效解決中國高溫高密度鹽水鉆井液多年未能很好解決的技術(shù)難題，提供一條可行的途徑。

高溫高密度鹽水鉆井液；高溫交聯(lián)；粒徑級配；高溫高壓失水；流變性

長期以來，中國高溫水基鉆井液技術(shù)一直處于國際先進水平，對抗溫抗鹽水基鉆井液研究很多，取得不少成功的經(jīng)驗，按現(xiàn)有經(jīng)驗和技術(shù)水平研究出高溫（200～260 ℃）高密度（＞2.00 g/cm3）水基鉆井液體系有不少經(jīng)驗可以參考和借鑒，但抗高溫高密度鹽水鉆井液體系及應(yīng)用技術(shù)并未完全過關(guān)，抗高溫高密度鹽水鉆井液普遍存在使用的處理劑（特別是降濾失劑）種類過多、用量過大、配制成本高，并使體系繁雜、使用中性能難以控制、調(diào)整、維護技術(shù)復雜且維護成本高等重大技術(shù)難題，雖經(jīng)多年努力至今并未很好解決。因此“抗溫200 ℃飽和鹽水高密度鉆井液（≤2.30 g/cm3）體系研究”列為“十三五”油氣國家重大專項攻關(guān)任務(wù)和研究內(nèi)容，希望借此攻關(guān)來解決這些重大技術(shù)難題。

1 目前高溫高密度鹽水鉆井液存在的主要問題及原因

1.1 存在的主要問題

1）熱穩(wěn)定性差，且難以維護。指鉆井液體系經(jīng)高溫（180～220 ℃或以上）老化一定時間后，其性能難以維持良好狀態(tài)，不能滿足工程要求的現(xiàn)象。其影響和表現(xiàn)是全面的，其中最為突出和難以解決的是老化后鉆井液高溫高壓濾失量（簡寫為HTHP失水，下同）急劇上升和鉆井液黏度大幅度提高，這對于高密度鹽水鉆井液尤為突出，特別是鹽水、高溫（≥200 ℃）、超重（ρ＞2.00 g/cm3）鉆井液，成為當前的重大難題。

2）高溫高壓失水造壁性難以控制。其中鹽水鉆井液的HTHP失水老化后急劇增大是普遍現(xiàn)象，溫度越高，鹽度越高，該現(xiàn)象越突出。因此，有效抗溫抗鹽降濾失劑（降HTHP失水）的研發(fā)是當前鉆井液技術(shù)領(lǐng)域的重點，也是建立高溫鹽水鉆井液體系的核心問題。而且當?shù)兔芏塞}水鉆井液體系HTHP失水及其熱穩(wěn)定性解決之后，加重到密度在1.50 g/cm3以上時，其HTHP失水明顯上升，當密度大于2.0 g/cm3以后，其HTHP失水則成倍增加，必須添加更多種類的降濾失劑，且需進一步加大用量來加以解決。從而大幅度增加高溫鉆井液降濾失劑的種類和用量，也限制了對抗溫、抗鹽降濾失劑研發(fā)的途徑。

3）密度大于2.00 g/cm3的高密度鉆井液流變性難以控制。由于高密度鹽水鉆井液（ρ＞2.00 g/cm3）中大量重晶石顆粒的存在，使其黏度大幅度增加，若鉆井液中土量控制稍有不當則高溫老化后黏度、切力大增，甚致導致流動性喪失（高溫膠凝和高溫固化），而難以有限降黏。雖然多年來一直不斷研發(fā)抗溫、抗鹽降黏劑，但至今并無突破。

低密度鉆井液符合要求而加重到2.00 g/cm3以上，其造壁性（特別是HTHP失水）與流變性變壞，必須重新調(diào)整，已是抗溫、抗鹽高密度鉆井液普遍存在的難題。而且使用中2.00 g/cm3的高密度鉆井液性能更難以穩(wěn)定維護、處理（重點是常溫黏度太高而高溫黏度偏低），是抗溫、抗鹽高密度鉆井液普遍存在的另一難題。

1.2 存在問題的原因分析

從其本質(zhì)上，這些問題的存在及難以解決，主要是目前國內(nèi)外高溫水基鉆井液技術(shù)的技術(shù)路線所決定。

1）目前，國內(nèi)外高溫水基鉆井液（180 ℃以上）技術(shù)的主要技術(shù)路線：盡可能抵抗高溫對鉆井液體系的破壞作用，重點是解決處理劑高溫降解對性能造成的破壞（全方位），包括使鉆井液黏度大幅下降，失水（特別是HTHP失水）大幅上升，如表1所示。表1實驗用鉆井液配方如下。

4%膨潤土原漿+2.4%抗高溫抗鹽高分子降濾失劑+4%NaCl+5%KCl

表1 抗高溫抗鹽高分子降濾失劑高溫降解作用的影響

2）解決辦法。①研發(fā)抗溫處理劑，提高處理劑抗溫能力（基礎(chǔ)、關(guān)健）：主要是高分子聚合物處理劑分子的主鏈聯(lián)結(jié)鍵必須是抗氧化降解的鍵，其主鏈與功能支鏈（基團）的聯(lián)結(jié)鍵也必須抗氧化降解；另一方面處理劑分子最好是梯形或網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)（但必須具有足夠的親水性和水溶性），目前這種結(jié)構(gòu)的處理劑抗溫可達220 ℃或更高；②采用高溫保護劑或增效劑來減弱高溫降解作用或抵消降解作用；③對于鉆井液的主要性能（例如HTHP失水，流變性）采用多種處理劑且大幅提高其加量來實現(xiàn)；④對于加重到高密度（ρ＞2.00 g/cm3）引起鉆井液黏度及HTHP失水的大幅度上升，另加降濾失劑及降黏度來調(diào)整，可形成高溫水基鉆井液體系及應(yīng)用技術(shù)。

3）應(yīng)用效果。采用以上技術(shù)路線，在鉆井液工程師的精心維護之下可以打成200 ℃以上的高溫井,但表現(xiàn)出以下共同的特點。

①溫度越高，處理劑高溫降解作用越激烈，鉆井液處理劑耗量越大（見表2）[1]，而且鉆井液體系抗溫由180 ℃到200 ℃處理劑耗量又成倍增加，由200 ℃到220 ℃處理劑耗量再成倍增加。

表2 國外鉆井液使用溫度與處理劑（有機）耗量的關(guān)系[1]

由于自禁止使用Cr3+之后中國抗高溫抗鹽降濾失劑一直未能突破，加上高溫降解的影響，為有效降低高溫老化后的HTHP失水，鉆井液處理劑品種越用越多，加量越來越大，體系越來越復雜；特別是180 ℃以上高溫老化后的HTHP失水若要控制在15 mL以下的難度及必須使用多種降濾失劑及大幅度增大加量才能做到已成國內(nèi)外鉆井液界的共識。因此不有效解決高溫降解的影響及高溫降濾失劑的效率問題，這個問題就不能有效解決。

②180 ℃以上高溫鹽水鉆井液處理劑品種多，加量很大，體系十分復雜不可避免,必然造成使用中一旦性能不穩(wěn)很難維護處理。據(jù)統(tǒng)計，抗200 ℃高溫、高密度（2.00 g/cm3）鹽水鉆井液體系中通常有10種左右的有機處理劑，僅降濾失劑總用量就可能大于25%，體系有機處理劑總用量更是遠超過30%的情況十分普遍。

③井越深，溫度越高，使用時間越長，鉆井液性能越不穩(wěn)定，越難以維護，維護處理越頻繁，技術(shù)越復雜，難度越大，維護量越大，體系性能維護空間小，溫度越高，配制成本、維護成本都越高。

因此，如果處理劑的高溫降解及其對鉆井液性能的影響不能有效解決，鉆井液加重到密度大于2.00 g/cm3后黏度、HTHP失水大幅增加的問題不能有效解決，抗溫抗鹽降HTHP失水的效率不能有效解決。則目前高溫高密度鹽水鉆井液普遍存在的技術(shù)難題就不能很好解決，而現(xiàn)行的高溫水基鉆井液技術(shù)的主要技術(shù)路線卻很難有效解決它們。

2 一種可以解決現(xiàn)存技術(shù)難題的高溫鹽水高密度鉆井液技術(shù)的新技術(shù)路線

筆者提出一種可以解決現(xiàn)存技術(shù)難題的抗高溫高密度鹽水鉆井液技術(shù)的新技術(shù)路線，該技術(shù)路線可以歸納為：利用大幅度提高高溫條件下降濾失劑在鉆井液中黏土表面吸附量的原理設(shè)計、研發(fā)出更高效率的抗溫、抗鹽降低HTHP失水的降濾失劑；利用鉆井液中處理劑的高溫交聯(lián)作用抵消或部分抵消處理劑高溫降解作用及其影響，并增強處理劑效能以改善鉆井液流變性和造壁性；利用優(yōu)化重晶石級配以有效解決低密度基漿加重引起的鉆井液黏度、HTHP失水大幅度增加的難題。

2.1 研發(fā)新型抗高溫降濾失劑

分子結(jié)構(gòu)設(shè)計：根據(jù)抗溫抗鹽水基鉆井液降HTHP失水劑原理，選用丙烯酰胺作線性高分子骨架，選用羧基為水化基，季胺基作吸附基（增加降HTHP失水劑高溫下在黏土表面的吸附能力，以有效解決現(xiàn)有降濾失劑降低HTHP失水能力不足的問題）。優(yōu)選丙烯酰胺AM、季胺基團單體DMDAAC、羧基（由酰胺基水解），通過研究分子量與HTHP失水及其熱穩(wěn)定性的關(guān)系，研制出抗溫220 ℃、抗鹽（飽和）的新型兩性離子降濾失劑HPAD-2。其反應(yīng)式如下。

實驗研究表明：降濾失劑HPAD-2在180 ℃高溫條件下在黏土表明仍保持17 mg·g-1的吸附量（見圖1），約為同分子量HPAM的3倍，且HPAD-2與0.05%黏土形成了網(wǎng)架結(jié)構(gòu)（見圖2），因此其降低180 ℃高溫高壓失水量效能大幅度提高[2]。與HPAD-2溶液相對比，。鉆井液（1.04 g/cm3膨潤土原漿+3%兩性離子降濾失劑HPAD-2（只用一種處理劑）+鹽（至飽和）），經(jīng)200～220 ℃老化16 h，180 ℃的HTHP失水量能控制在不大于20 mL，完全達到了預期效果，其性能和效率達到了國外同類產(chǎn)品的先進水平，如表3所示。

圖1 兩性離子降濾失劑HPAD-2在不同溫度下的吸附量

圖2 兩性離子降濾失劑HPAD-2與黏土形成網(wǎng)架結(jié)構(gòu)

表3 研制產(chǎn)品在飽和鹽水鉆井液中降HTHP失水效果

2.2 利用高溫交聯(lián)作用改善鉆井液性能的技術(shù)路線（高溫不只是破壞，而且也有“建設(shè)”作用）

2.2.1 鉆井液中處理劑的高溫交聯(lián)作用

理論分析與研究發(fā)現(xiàn)，高溫鉆井液體系中有的有機處理劑（例如：磺化酚醛樹脂類、腐植酸類、聚丙烯酰胺及其衍生物等），在高溫條件下可以發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)，并可能獲得完全不同的結(jié)果。若其交聯(lián)過度形成復雜的不溶網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，使鉆井液流不動且失水量猛增，體系完全破壞，若交聯(lián)適當，則可能很大程度地改善鉆井液性能。因此，提出了一個高溫改善鉆井液性能的觀點，并從理論和實驗上得到證實[1]。

1）鉆井液中處理劑高溫交聯(lián)作用與鉆井液性能。研究表明，發(fā)生在同種處理劑分子間的高溫交聯(lián)作用可以部分或全部抵消高溫降解作用的影響，而不同種處理劑分子的高溫交聯(lián)作用可以大大提高處理劑（特別是降濾失劑）的作用效能，有助于減少處理劑的損失，并改善鉆井液性能。但是若處理劑分子高溫交聯(lián)而形成了體型（網(wǎng)狀）結(jié)構(gòu)，則處理劑完全失去水溶性而完全失效，同時使鉆井液老化后黏度激增，甚至發(fā)生高溫膠凝，失水猛增而性能破壞。因此，高溫交聯(lián)對鉆井液不同影響的本質(zhì)是處理到在高溫下交聯(lián)的程度。一般而言，若高溫交聯(lián)形成了體型結(jié)構(gòu)，處理劑完全失去水溶性并使其鉆井液老化后黏度、失水猛增稱之為“高溫交聯(lián)過渡”，而高溫交聯(lián)并未形成體系結(jié)構(gòu)，只抵消降解作用并使處理劑增效，稱之為鉆井液處理劑之間的高溫下“適度交聯(lián)”。因此，在有效控制處理劑高溫降解的基礎(chǔ)上，充分利用處理劑之間的高溫下“適度交聯(lián)”作用。一方面，由于處理劑高溫交聯(lián)作用可能部分或全部抵消了高溫降解的影響，所以有可能解決溫度升高處理劑用量必然大幅度增加的難題。另一方面，不同品種處理劑之間的交聯(lián)作用常常使處理劑增效（例如磺化酚醛樹脂與磺化腐植酸之間發(fā)生高溫交聯(lián)則可能形成抗溫、抗鹽能力更強、效率更高的處理劑），從而大大改善高溫鉆井液性能，并大大減少處理劑的消耗量和加量，為解決高溫下維持鉆井液良好性能（特別是HTHP失水），必須使用多種處理劑并加大用量的難題提供一條可行的途徑[3]。

由表4可見，所配基漿在220 ℃老化16 h后黏度不降（抵消了高溫降解及其影響），失水大幅下降（大大增加了處理劑控制失水的能力）。

表4 高溫交聯(lián)對鉆井液性能的影響

對比SMP-1與SMP-1+SMC溶液在220 ℃老化16 h后的紅外光譜（見圖3和圖4），可以發(fā)現(xiàn)SMP-1溶液在220 ℃老化16 h后，磺酸基團（特征峰1 040 cm-1）和苯環(huán)（特征峰800～500 cm-1）的信號減弱，說明這2種化學官能團的熱分解較明顯。SMP-1+SMC溶液在220 ℃老化16 h后，對磺酸基團（特征峰1 040 cm-1）和苯環(huán)（特征峰800～500 cm-1）信號的影響較小，說明SMC促進了SMP-1的高溫交聯(lián)。交聯(lián)分子鏈包裹的鏈段化學穩(wěn)定性較高。

圖3 SMP-1溶液在220 ℃老化16 h后的紅外光譜

圖4 SMP-1+SMC溶液在220 ℃老化16 h后的紅外光譜

為了更好地實行該技術(shù)路線，可采用乙二醇促進高溫交聯(lián)。由表5可見，在220 ℃乙二醇促進高溫交聯(lián)十分有效（增黏、降失水）。也表明有效利用處理劑的高溫交聯(lián)作用，僅1.5%HPAD-2+ 1.5%SMP-3+1.5%SMC（3種處理劑總量小于5%）就可能有效控制飽和鹽水鉆井液在220 ℃老化后180 ℃的HTHP失水,完全證實了利用高溫交聯(lián)可以解決必須采用多種、大量降濾失劑才能有效降低鉆井液高溫老化后HTHP失水這個難題的可能性。

表5 在220 ℃老化后乙二醇促進高溫交聯(lián)

為了排除黏土高溫作用的影響，更好地研究處理劑的高溫交聯(lián)與高溫降解作用，采用無黏土鉆井液體系進行對比研究，在這個體系中假若不發(fā)生高溫交聯(lián)反應(yīng)，則體系經(jīng)220 ℃高溫老化后必然黏度大幅度下降，而失水大幅增加。但由表6可見，高溫老化后無黏土鉆井液黏度急劇增加，這只能是處理劑強烈的高溫交聯(lián)抵消了高溫降解的作用和影響還大有余剩,使其出現(xiàn)極大的高溫后增稠，老化后失水不增加也充分說明了高溫交聯(lián)的存在和積極作用。

表6 高溫交聯(lián)作用大幅增加無土鉆井液黏度并降低失水量

同時，研究發(fā)現(xiàn)乙二醇可以促進線性高分子HPAD-2產(chǎn)生高溫交聯(lián)而部分抵消高溫降解引起的溶液黏度降低，如圖5所示。由圖5可見，熱滾前，HPAD-2溶液增比黏度高于加入1%乙二醇的HPAD-2溶液，經(jīng)220 ℃老化16 h后，加入1%乙二醇的HPAD-2溶液的增比黏度高于HPAD-2溶液?？紤]到熱滾前2組溶液增比黏度的相對大小，可判斷加入1%乙二醇的HPAD-2溶液經(jīng)高溫老化后的黏度保留率明顯高于HPAD-2溶液，原因是乙二醇在高溫下與HPAD-2分子鏈中的α-H發(fā)生反應(yīng)，在分子鏈間起到交聯(lián)作用，部分抵消了HPAD-2高溫降解作用對溶液黏度的降低。

圖5 HPAD-2及HPAD-2+1%乙二醇溶液老化（220 ℃、16 h）前后的增比黏度

研究表明，乙二醇也能促進聚磺鉆井液體系中SMP與SMC的高溫交聯(lián)作用。按配方加入藥品后攪拌1 h，每個試樣分為2份，一份室溫靜置，一份220 ℃老化16 h，在室溫下測定各樣品老化前后表觀黏度，在5 000 r/min下離心5 min，對比上部清液顏色與溶液黏度，見圖6和表7。實驗用鉆井液配方如下。

自來水+1.5%HPAD-2+1.5%SMP-1+1.5%SMC+ 4%NaCl+5%KCl+0.5%NaOH+乙二醇

圖6 加有不同濃度乙二醇聚磺體系在220 ℃老化后上部離心液對比(從左到右乙二醇加量為0、0.25%、0.5%、0.75%和1%)

由圖6所示，隨著乙二醇的增加，老化后溶液黏度隨之增加，上部離心液顏色比不加乙二醇的深得多，這是由于SMC與SMP-1發(fā)生了高溫交聯(lián)作用，增加了溶液黏度（見表7），也增加了SMC的親水性而使之部分溶解所致。

因此可見，由于處理劑高溫交聯(lián)作用，不僅可以較好地解決處理劑高溫降解帶來的難以解決的難題，還可能使處理劑增效,大大改善高溫鉆井液性能，從而為解決高溫鹽水鉆井液必須采用多種處理劑且成倍增加處理劑用量的重大難題提供了可能。

表7 乙二醇促進聚磺鉆井液體系中不同處理劑（SMP與SMC）的高溫交聯(lián)

2）多年的實踐表明，這種作用使用得當則表現(xiàn)出井越深，溫度越高，使用時間越長，鉆井液性能逐漸改善而越穩(wěn)定，維護處理次數(shù)大幅減少，技術(shù)難度降低，維護量大幅減少；處理劑種類、用量減少，體系簡化，體系性能維護空間大；配制成本、維護成本因此而大大降低。

此理論已用于高溫鉆井液處理劑研發(fā)及高溫鉆井液性能維護。但未用于鉆井液體系建立，現(xiàn)在采用這條技術(shù)路線來建立抗溫、抗鹽的水基鉆井液體系，力求解決目前國內(nèi)外高溫水基鉆井液普遍存在的技術(shù)難題。

2.2.2 鉆井液中處理劑“高溫適度交聯(lián)”的判斷

1）鉆井液高溫后黏度變化。體系黏度高溫后增加，增加幅度（處理劑高溫交聯(lián)對體系黏度的增加扣除高溫降解對體系黏度降低后的結(jié)果）與交聯(lián)程度有關(guān)。一般情況下交聯(lián)適度，體系黏度高溫后略微增加，或不增，或略有下降（可以按要求調(diào)控）。隨著交聯(lián)程度增加鉆井液老化后黏度增幅增大，若處理劑交聯(lián)過頭老化后鉆井液體系不能流動。

2）鉆井液高溫后HTHP失水變化。體系高溫后失水下降，下降程度與處理劑高溫交聯(lián)程度相關(guān)，隨著交聯(lián)程度增加鉆井液老化后失水降幅增大，若交聯(lián)過頭可能老化后鉆井液失水激增（可達到100～200 mL，甚至全失水）,體系完全破壞。

3）優(yōu)化控制鉆井液中處理劑高溫交聯(lián)“適當”程度，并盡量減少高溫降解的影響，以保證鉆井液高溫老化后有符合設(shè)計要求的黏度（不過低，更不過高）以及有足夠低的失水（即把鉆井液中處理劑高溫交聯(lián)控制在“某個適當程度”同時滿足黏度、失水2個要求）是全面衡量此鉆井液體系中處理劑高溫交聯(lián)程度是否適當?shù)膶嵱脴藴剩彩切滦涂垢邷馗呙芏塞}水鉆井液體系能否成功建立的關(guān)鍵和基礎(chǔ)。

2.2.3 鉆井液中處理劑高溫交聯(lián)的影響因素

1）溫度。溫度是發(fā)生高溫交聯(lián)的決定性外因，一般而言，對于聚磺體系180 ℃以后處理劑的高溫交聯(lián)將會明顯發(fā)生，溫度越高越易發(fā)生，交聯(lián)程度越高。實踐證明180、200、220 ℃是抗溫水基鉆井液中處理劑高溫降解與高溫交聯(lián)作用發(fā)生與程度高低的3個臺階。因此，抗溫水基鉆井液體系自然劃分為180、200、220 ℃ 3個不同的等級。

2）處理劑（例如SMP）分子結(jié)構(gòu)與濃度。 研究表明，雖然鉆井液體系中大多數(shù)有機處理劑都有發(fā)生高溫交聯(lián)的可能，但對于建立鉆井液體系而言，最基礎(chǔ)最重要的是以磺化酚醛樹脂SMP為核心的高溫交聯(lián)反應(yīng)。因此，SMP的高溫交聯(lián)能力是鉆井液體系建立的基礎(chǔ)。

這是發(fā)生高溫交聯(lián)的決定性內(nèi)因，一般說來處理劑分子越復雜，活性官能度越大，則越易發(fā)生, 其中由于分子結(jié)構(gòu)特征（見圖7～圖9），決定SMP容易發(fā)生高溫交聯(lián)作用（SMP分子之間和SMP與SMC分子之間），且其容易程度為：SMP-1＞SMP-2＞SMP-3。

圖 7 SMP-1（磺化度為50%）

圖8 SMP-2（磺化度為70%）

圖 9 SMP-3（磺化度為90%）

其他影響因素還包括：處理劑種類與濃度，堿的種類與加量、pH值、礦化度、促進劑、控制劑、高溫作用時間等。對他們進行優(yōu)化以達到所需要的交聯(lián)程度是其重點、特點和難點。

根據(jù)鉆井液不同的溫度和鹽度優(yōu)化處理劑的種類、加量、堿類及加量、體系pH值、各種交聯(lián)控制劑種類與用量，可有效控制處理劑高溫交聯(lián)程度，以達到建立和保持鉆井液良好性能的目的[6]。例如，在180～220 ℃范圍內(nèi)，溫度越高，處理劑高溫交聯(lián)越易發(fā)生，使其高溫交聯(lián)越易過頭，為保證其高溫交聯(lián)適度，應(yīng)選用高溫交聯(lián)能力相對較弱的SMP與之匹配。研究證實：抗溫180 ℃選用SMP-1, 抗溫200 ℃選用SMP-2， 抗溫220 ℃選用SMP-3，可獲得較好的效果。

2.3 利用優(yōu)化重晶石級配有效控制高密度（大于2.00 g/cm3）鉆井液黏度和HTHP失水

眾所周知，性能優(yōu)良的抗溫、抗鹽低密度水基鉆井液體系，加重（特別是密度大于2.00 g/cm3）之后，其黏度和失水成倍增加，無法使用，常常又要使用多種大量的降黏劑、降濾失劑來“挽救”鉆井液性能，這不僅使體系中處理劑再次大幅增加，也進一步縮小了體系性能調(diào)控的空間，成為當今抗溫、抗鹽的水基鉆井液技術(shù)一直沒能較好解決的另一重大難題。

研究發(fā)現(xiàn)，借助于優(yōu)化重晶石級配可以較好地解決這個問題（不需要再加入其它降黏劑和降濾失劑）。

2.3.1 小顆粒填空隙降黏原理

研究發(fā)現(xiàn)：對高密度（大于2.00 g/cm3）鉆井液體系（固相體積占鉆井液總體積的50%左右），重晶石顆粒濃度極大，彼此直接接觸,其接觸摩擦力靜止時成其懸浮能力的重要組成部分,運動時，鉆井液表觀黏度由非結(jié)構(gòu)黏度、結(jié)構(gòu)黏度和固相粒子（緊密）接觸摩擦3部分構(gòu)成，黏度極高。

根據(jù)顆粒密堆集原理，體系中含同樣質(zhì)量的顆粒，表面接觸程度和狀態(tài)，可由優(yōu)選顆粒級配而大大減小。即在含有同樣質(zhì)量的顆粒體系中，“小顆粒填較大顆?？障犊梢暂^大幅度降低總顆粒直接接觸概率”，因此可以利用這種“小顆粒填縫原理”，大幅度降低體系流動阻力（黏度、切力），使鉆井液表觀黏度由非結(jié)構(gòu)黏度和結(jié)構(gòu)黏度2部分構(gòu)成。黏度增加不多，而高密度不變，消除或部分消除了固相粒子（緊密）接觸摩擦對黏度的大幅增加[4]。如圖10所示。

圖10 填縫降黏機理模擬圖

研究還發(fā)現(xiàn)：流動時一定尺寸的填縫小顆粒在加重鉆井液體系中存在“滾動減摩擦作用”，也可以進一步降低原有重鉆井液體系的流動阻力。

總之，優(yōu)化加重材料顆粒級配有可能解決這個問題,重晶石顆粒（特別是填縫的小顆粒）表面改性以降低摩擦阻力也可收到一定的效果。

表8 優(yōu)化重晶石粒子級配對加重鉆井液表觀黏度的影響（未加任何降黏劑）

2.3.2 優(yōu)化重晶石粒子級配控制HTHP失水原理

在加重鉆井液中74 μm的重晶石顆粒含量極大（2.30 g/cm3鉆井液中含重晶石約380 cm3/L，黏土膠體粒子僅約10～20 cm3/L），它們必將成為形成泥餅的主要成分，僅由大量74 μm級的重晶石顆粒與很少量的微米-納米級黏土膠體粒子不可能形成致密泥餅，嚴重影響所形成泥餅的質(zhì)量（孔隙度大,滲透率大），則失水必然大。在HTHP條件下這種影響更為嚴重。而我們以往的失水控制技術(shù)從未考慮這一點，從而造成這個問題長期未能很好地解決。

理論分析和實驗研究發(fā)現(xiàn)：抗溫、抗鹽膨潤土輕鉆井液（黏土膠體粒子，粒徑為納米-亞微米級）形成泥餅的滲透率為1×10-5～1×10-6mD（對應(yīng)HTHP失水約10～20 mL）；由API標準的重晶石形成泥餅的滲透率為：10-2mD數(shù)量級（對應(yīng)HTHP失水量＞100 mL）；由API標準重晶石加膨潤土基漿黏土膠體粒子形成泥餅的滲透率為1×10-3～1×10-4mD（對應(yīng)HTHP失水≥40～50 mL）（低密度鉆井液合格加重后變壞）；由API標準重晶石加微米級（1.0～10 μm）重晶石優(yōu)化組合加黏土膠體粒子形成泥餅滲透率為1×10-5～1×10-6mD（對應(yīng)HTHP失水≤10～20 mL）。由此，提出了利用API重晶石與微米級（1.0～10 μm）重晶石優(yōu)化組合，再輔助使用一定量的被抗溫、抗鹽處理劑保護的膠態(tài)黏土粒子（微米-納米級）來改善高密度鉆井液泥餅，從而有效控制HTHP失水的新途徑[5]，數(shù)據(jù)見表9。

表9 優(yōu)化重晶石粒子級配對加重鉆井液HTHP失水的影響

綜合分析上述2種原理，可得到一種同時調(diào)整深井高溫水基重鉆井液流變性和失水造壁性的新原理和方法：在現(xiàn)有抗溫抗鹽水基重鉆井液控制原理的基礎(chǔ)上，對鉆井液中API重晶石與微米級（1.0～10 μm）重晶石和被抗溫抗鹽處理劑保護的膠態(tài)黏土粒子（微米-納米級）的優(yōu)化組合（粒度分布中將出現(xiàn)3個峰，API重晶石加重鉆井液及優(yōu)化級配后鉆井液中固體粒子的級配情況見圖11和圖12），可同時解決流變性與HTHP失水控制的難題，而不需要再加入其它降黏劑和降濾失劑，數(shù)據(jù)見表10。

圖11 API重晶石加重鉆井液中固體粒子的級配

圖12 優(yōu)化級配后鉆井液中固體粒子的級配

表10 調(diào)整加重劑（重晶石）粒子級配降低鉆井液的黏度和HTHP失水量（180 ℃）

3 建立新型抗高溫鹽水重鉆井液體系

根據(jù)上述新的技術(shù)路線選擇（或研發(fā)）可以發(fā)生高溫交聯(lián)的抗溫、抗鹽處理劑及鉆井液體系，優(yōu)化各種影響和控制這些處理劑發(fā)生高溫交聯(lián)的條件與因素，得到黏度不高、HTHP失水盡量低的基漿，再用抗溫、抗鹽高效的降濾失劑獲得低黏、低HTHP失水的抗溫抗鹽低密度鹽水鉆井液體系，然后利用優(yōu)化重晶石級配的方法直接把鉆井液加重到2.00 g/cm3以上并獲得優(yōu)良的性能。

由于SMP、SMC及作為HPAM的衍生物的HPAD滿足此要求，因此，這實際上可以看作是按新技術(shù)路線建立的新的聚磺體系（見表11～表15）。

表11 抗溫180 ℃的SMP-1鹽水鉆井液體系

注：SMP-1基漿：4%膨潤土漿+5%SMP-1+ 5%SMC+4%NaCl+5%KCl；1#：SMP-1基漿+0.75% HPAD-2+0.20%聚丙烯酸鈉+400 gAPI重晶石+100 g微粉；2#：SMP-1基漿+0.75%HPAD-2+0.20%聚丙烯酸鈉+400 g API重晶石 +100 g微粉+3%磺化瀝青；FLHTHP的測定溫度為150 ℃。

表12 抗溫200 ℃的SMP-2鹽水鉆井液體系

注：SMP-2基漿：4%膨潤土漿+5%SMP-2+5%SMC+ 4%NaCl+5%KCl；3#：SMP-2基漿+0.30%HF-1+0.20%HPS-1+ API重晶石；4#：SMP-2基漿+0.30%HF-1+0.20%HPS-1+ API重晶石+微粉重晶石（9∶1）；5#：SMP-2基漿+0.30% HF-1+0.20%HPS-1+API重晶石+微粉重晶石（8∶2）；FLHTHP的測定溫度為150 ℃。

表13 抗溫220 ℃的SMP-3鹽水鉆井液體系Ⅰ

這些體系有以下特點：體系在180～220℃

表14 抗溫220 ℃的SMP-3鹽水鉆井液體系Ⅱ

表15 抗溫220 ℃的鹽水鉆井液體系

4 結(jié)論

1．提出并成功應(yīng)用“利用水基鉆井液中處理劑高溫交聯(lián)作用建立抗溫抗鹽鉆井液體系”的技術(shù)思路，提出并成功應(yīng)用優(yōu)化重晶石級配解決輕鉆井液加重引起的黏度和HTHP失水激增難題的技術(shù)思路，并加以綜合形成了新型抗溫抗鹽高密度水基鉆井液體系的作用機理及技術(shù)路線。為解決困擾國內(nèi)外多年的深井高溫鹽水鉆井液的處理劑種類繁多，用量極大、性能（特別是HTHP失水，流變性）難以控制，體系難以配制，且配制成本高，體系性能難以維護，其維護成本高的重大技術(shù)難題提供一條有效途徑。

2．成功建立了新型抗高溫（220 ℃）鹽水加重鉆井液體系，該體系處理劑種類少（4種）總用量低（5%～10%），黏度不高且易控制，HTHP失水低的特點現(xiàn)在高溫（220 ℃）鹽水加重鉆井液體系很難做到。為促進我國高溫水基鉆井液技術(shù)發(fā)展提供借鑒和依據(jù)

[1]徐同臺，陳樂亮，羅平亞.深井鉆井液[M].北京：石油工業(yè)出版社，1994：4-5. XU Tongtai， CHEN Leliang， LUO Pingya．Deep well mud [M]. Beijing: Petroleum Industry Press， 1994： 4-5.

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Study on a New High Temperature High Density Saltwater Drilling Fluid

HU Wenjun1, LUO Pingya2, BAI Yang2, LIN Ling3
(1. Division of Oilfield Chemistry, COSL, Zhanjiang, Guangdong 524057;2. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500;3. College of Chemistry and Chemical Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500)

Many problems exist in the use of high temperature high density saltwater drilling fluids, such as more additives (both type and quantity) that are used than necessary, HTHP filtration rate and rheology after aging becoming difficult to control, and high costs in mixing and maintaining the property of the drilling fluid, etc. The reasons that these problems have been studied for a long term but remained unresolved are analyzed in this paper, and based on the analyses, a method has been presented to resolve the high viscosity, high HTHP filter loss and difficulties in controlling the properties of the drilling fluids, problems that are associated with the use of high density drilling fluids. This method, based on the high temperature crosslinking of mud additive, resolves the problems through optimized sizing of barite particles. A new technical clue has been presented for the study of high temperature high density saltwater drilling fluid, and based on the technical clue, a high temperature high density saltwater drilling fluid with excellent performance (low HTHP filter loss, good rheology…) was formulated with only 4 kinds of additives whose total amount was only 1/2-1/3 of the total amount of additives used in the high temperature high density saltwater drilling fluids presently in use. The high temperature properties of this new drilling fluid had the potential of becoming better after long time of using, and being easy to maintain. The study conducted and the drilling fluid formulated have provided a way of resolving the stubborn problems associated with the use of high temperature high density saltwater drilling fluids in China.

High temperature crosslinking; Particle size grading;Filtration and forming of mud cake; Rheology

TE254.3

A

1001-5620（2017）03-0001-10

2017-04-21；編輯 汪桂娟，馬倩蕓）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.03.001

胡文軍，現(xiàn)從事鉆井液與完井液的技術(shù)管理與應(yīng)用工作。E-mail：huwj10@cosl.com.cn。

羅平亞，院士，教授/博導，1940年生，一直從事石油天然氣工程及油田應(yīng)用化學方面的教學與科研工作。E-mail：luopy@swpu.edu.cn。